Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA)

Información Financiera y Operacional al 31 de diciembre de 2006

Este documento es netamente informativo por lo que no debe ser utilizado para fines legales

1

I. Visión General del Negocio

5

1.

Historia y Desarrollo de la Compañía .............................................................................5

2.

Descripción del negocio.....................................................................................................6 Ranqueo de PDVSA .............................................................................................................. 6 a) Actividades.................................................................................................................... 6 b) Convenios de Cooperación Energética ........................................................................ 8 c) Desarrollo Social........................................................................................................... 9 d) Empresas de Servicios Petroleros (ESP) ..................................................................... 9

II. Organización y Gestión

10

1.

Estructura Organizacional. ............................................................................................10

2.

Descripción de las Principales Filiales...........................................................................11 a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

3.

PDVSA Petróleo, S.A.................................................................................................. 11 Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) .................................................... 11 PDVSA Gas, S.A. ....................................................................................................... 11 PDV Marina, S.A......................................................................................................... 11 PALMAVEN, S.A......................................................................................................... 11 INTERVEN, S.A. ......................................................................................................... 11 DELTAVEN, S.A. ........................................................................................................ 11 PDV Caribe, S.A. ........................................................................................................ 12 PDVSA América, S.A.................................................................................................. 12 Filiales y afiliadas Internacionales .............................................................................. 12

Gestión (Junta Directiva y sus miembros) ....................................................................12 a) b) c)

Rol de la Junta Directiva de PDVSA........................................................................... 12 Composición de la Junta Directiva y trayectoria de sus miembros ............................ 13 Comité de Auditoría .................................................................................................... 17

4.

Fuerza Hombre Laboral.................................................................................................18

5.

Litigios y Otros Reclamos...............................................................................................19

III. Plan Estratégico

1.

20

Ejes del Plan Siembra Petrolera ....................................................................................21 a) b) c) d) e) f) g)

Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco .......................................................... 22 Expansión de Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco ....................................... 22 Producción Áreas Tradicionales ................................................................................. 23 Desarrollo de Gas Costa Afuera................................................................................. 23 Aumentos/Mejoras en Refinación............................................................................... 23 Comercialización de Crudos y Productos................................................................... 23 Infraestructura............................................................................................................. 24

2

2.

Estrategia del Negocio.....................................................................................................24 a) b) c) d) e) f)

3.

Desembolsos por Inversiones .................................................................................... 25 Exploración, Producción y Mejoramiento de Crudos y Productos.............................. 25 Refinación ................................................................................................................... 26 Comercio y Suministro................................................................................................ 26 Gas Natural................................................................................................................. 27 Empresas de Producción Social................................................................................. 27

Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos ..........................................32 a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n)

Antonio Ricaurte ......................................................................................................... 32 Ceuta – Tomoporo ...................................................................................................... 32 Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho........................................................ 32 Complejo Criogénico de Occidente ............................................................................ 33 Gas Anaco .................................................................................................................. 33 Interconexión Centro Occidente (ICO) ....................................................................... 33 Jose 250...................................................................................................................... 33 Mariscal Sucre ............................................................................................................ 33 Plataforma Deltana ..................................................................................................... 34 Rafael Urdaneta.......................................................................................................... 34 Mercado Interno.......................................................................................................... 34 Proyecto de Conversión Profunda en la Refinería de Puerto La Cruz....................... 34 Proyecto de Conversión Profunda en la Refinería El Palito ....................................... 34 Proyectos de Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela .............................. 35

IV. Principales Actividades

35

1.

Exploración......................................................................................................................35

2.

Producción .......................................................................................................................41 a)

3.

Asociaciones con Terceros......................................................................................... 43 a-1) Empresas Mixtas................................................................................................ 43 a-2) Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. ............................................... 45 a-3) Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas......................... 47

Refinación ........................................................................................................................48 a) b) c)

4.

Capacidad de Refinación............................................................................................ 48 Balance de Refinación ................................................................................................ 51 Actividades.................................................................................................................. 52 c-1) Venezuela y el Caribe ........................................................................................ 53 c-2) Norteamérica...................................................................................................... 53 c-3) Europa................................................................................................................ 55 c-4) América del Sur.................................................................................................. 55

Comercio y Suministro ...................................................................................................56 a)

Mercado en Norteamérica .......................................................................................... 58 a-1) Ventas de Crudo a sus Afiliadas ........................................................................ 58 a-2) Ventas de Crudo a Terceros .............................................................................. 58 a-3) Ventas de Productos Refinados......................................................................... 58 b) Mercado en Europa .................................................................................................... 59 c) Mercado en América Latina y el Caribe...................................................................... 59

3

d)

Mercado en Venezuela ............................................................................................... 59

5.

Gas ....................................................................................................................................60

6.

Transporte/Buques y Tanqueros ...................................................................................60

7.

Investigación y Desarrollo ..............................................................................................60

8.

Ambiente y Seguridad.....................................................................................................61 a) b)

9.

Ambiente ..................................................................................................................... 61 Seguridad.................................................................................................................... 62

Desarrollo Social..............................................................................................................63

V. Análisis Operacional y Financiero

77

1.

Resumen Ejecutivo..........................................................................................................77

2.

Inflación y Devaluación ..................................................................................................77

3.

Impuestos .........................................................................................................................77 a) b) c) d) e) f) g) h)

Ley de Impuesto Sobre la Renta ................................................................................ 77 Regalía........................................................................................................................ 78 Impuesto de Extracción .............................................................................................. 78 Impuesto Superficial ................................................................................................... 78 Impuesto de Registro de Exportación......................................................................... 78 Impuesto al Valor Agregado (IVA) .............................................................................. 79 Impuesto de Consumo General.................................................................................. 79 Impuesto al Débito Bancario....................................................................................... 79

4.

Reconversión Monetaria.................................................................................................79

5.

Resultados Operacionales y Financieros.......................................................................80 a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Resumen consolidado de Información Financiera ..................................................... 82 Producción .................................................................................................................. 84 Ventas ......................................................................................................................... 85 Costos y Gastos.......................................................................................................... 86 Otros ........................................................................................................................... 87 Flujo de Caja............................................................................................................... 87 Efectivo Restringido .................................................................................................... 88 Acuerdo de Suministro................................................................................................ 90 Políticas Contables Significativas ............................................................................... 90 Resultados Financieros 2006 ..................................................................................... 93

VI. Anexo

96

Informe de los Contadores Públicos Independientes .......................................................... 96 Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2006 y 2005............................. 96 Notas a los Estados Financieros Consolidados .................................................................. 96

4

I. Visión General del Negocio 1. Historia y Desarrollo de la Compañía Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) es una compañía propiedad de la República Bolivariana de Venezuela (Venezuela). PDVSA fue creada por el Estado venezolano (Estado) en 1975, en cumplimiento a la Ley Orgánica que reserva al Estado, la industria y el comercio de hidrocarburos (la “Ley de Nacionalización”). Sus operaciones son supervisadas y controladas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (anteriormente Ministerio de Energía y Petróleo “MENPET”). PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como también, de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades de las empresas, tanto en Venezuela como en el exterior. La mayoría de sus filiales en el exterior están involucradas en las actividades de refinación y comercialización en los Estados Unidos de América, Europa y el Caribe. Las actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos, la cual entró en vigencia en enero del año 2002 y por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos promulgada en septiembre de 1999 y su reglamento de fecha junio 2000. Desde su creación, PDVSA ha sido operada como una entidad comercial, investida de autonomía comercial y financiera. Las actividades de PDVSA y sus filiales en Venezuela están regidas bajo el Código de Comercio de la República Bolivariana de Venezuela, el cual establece el marco legal corporativo básico aplicable a todas las compañías venezolanas; a PDVSA y sus Filiales venezolanas les está permitido desarrollar y ejecutar los objetivos de su accionista como entidades corporativas en lugar de actuar como agencias gubernamentales; además, la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y la Ley Orgánica de Hidrocarburos ordena que PDVSA contribuya con los programas sociales desarrollados y administrados por el Estado. De allí que, PDVSA y sus filiales, principalmente PALMAVEN, S.A. y la Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP), contribuyen con recursos gerenciales y financieros para el soporte de programas sociales relacionados con la educación, salud, hábitat, vivienda, vialidad, entre otros, con el fin de cooperar con el desarrollo integral del país, mejorando la calidad de vida de los venezolanos. PDVSA tiene su domicilio en la República Bolivariana de Venezuela. Sus oficinas administrativas están localizadas en la Avenida Libertador, La Campiña, Apartado Nº 169, Caracas 1010-A, Venezuela y, su número telefónico: 011-58-212-708-4111. Su sitio en Internet es: www.pdvsa.com. Venezuela no es responsable legalmente de las obligaciones de PDVSA, incluyendo las garantías de endeudamiento o de obligaciones de sus filiales o, por las deudas o las obligaciones de las Filiales de PDVSA. Bajo la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela de 1999, Venezuela debe mantener la propiedad exclusiva de las acciones de PDVSA; sin embargo, la Constitución no requiere que Venezuela mantenga la propiedad de la totalidad de las acciones de las filiales de PDVSA o de sus intereses en varios acuerdos de exploración y de empresas mixtas. A través de sus filiales, PDVSA planifica, coordina, supervisa y controla las actividades de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización o cualquier otra de su competencia en materia de petróleo y demás hidrocarburos en Venezuela. Propiedad de las reservas de hidrocarburos. Todas las reservas de hidrocarburos dentro de Venezuela son propiedad de Venezuela. Bajo la Ley de Nacionalización, cada actividad relacionada con la exploración, explotación, manufactura, refinación, transporte por medios especiales, y las ventas de hidrocarburos y sus derivados, tanto locales como extranjeras, están reservadas al Estado. PDVSA fue creada como una entidad que coordina, monitorea y controla todas las operaciones relacionadas con los hidrocarburos.

5

2. Descripción del negocio PDVSA desarrolla sus operaciones a través de sus filiales, incluyendo: • Exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural y, de sus operaciones aguas arriba. • Exploración, producción de gas natural de recursos costa afuera, incluyendo la posibilidad para la exportación de líquidos de gas natural (LGN). • Refinación, mercadeo y transporte de crudo y productos refinados, y el procesamiento, mercadeo y transporte de gas natural (operaciones aguas abajo). • Producción y mercadeo de petroquímicos. En Asamblea Extraordinaria de Accionista de PDVSA, celebrada el 20 de enero de 2006, se decidió la transferencia, a título gratuito, del total de las acciones de la empresa Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN) a Venezuela, para cumplir con lo establecido en la Ley de Reforma Parcial de la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares, publicada el 1° de diciembre de 2005. • Durante el año 2006 se continuó con manufactura y mercadeo de Orimulsión®, derivado de crudo pesado y extrapesado de Venezuela. Actualmente se adelantan negociaciones con la finalidad de rescindir los contratos existentes. Ranqueo de PDVSA De acuerdo con un estudio comparativo publicado el 18 de diciembre de 2006 por Petroleum Intelligence Weekly (PIW), al 31 de diciembre de 2005, PDVSA es la cuarta empresa de crudo y gas, verticalmente integrada, más grande del mundo en producción y capacidad de refinación; quinta en reservas probadas de crudo y, séptima en venta de productos. El estudio está basado en una combinación de criterios operacionales y otros datos de 2005; reservas, producción, capacidad de refinación y ventas de productos refinados. Venezuela exporta crudo, principal y continuamente a los Estados Unidos de América, desde 1914. Durante 2006, exportó a los mercados de los Estados Unidos de América y Canadá aproximadamente 1.253 miles de barriles diario (MBD) de crudo y productos, excluyendo la alícuota de producción de terceros procedente de la Faja Petrolífera del Orinoco. a) Actividades El sector petrolero tiene un gran impacto en la economía venezolana. Durante el año 2006, se atribuye a PDVSA aproximadamente 14,43% del Producto Interno Bruto, 87,94% de las exportaciones y, 47,21% de los ingresos del Estado. Las reservas de crudo y gas natural de Venezuela y las operaciones aguas arriba de PDVSA están localizadas sólo en Venezuela, mientras que las operaciones aguas abajo están localizadas en Venezuela, El Caribe, Norteamérica, Suramérica y Europa. Las actividades de PDVSA están estructuradas en tres divisiones geográficas: Occidente, Oriente y Centro Sur, para manejar sus operaciones aguas arriba, que incluyen las siguientes actividades: exploración, producción y mejoramiento. En agosto de 2003, CVP filial de PDVSA, asumió la gerencia de todos los contratos con terceros, las empresas mixtas y las licencias de gas natural Costa Afuera.

6

Las operaciones aguas abajo incluyen: • Operación de refinerías, mercadeo de crudo en el mercado internacional y, mercadeo de productos refinados en Venezuela bajo la marca PDV. • Operación de refinerías, mercadeo de productos refinados bajo la marca CITGO, en las regiones orientales y del medio oeste de los Estados Unidos. • Operación de negocios en el Caribe, a través de la Refinería Isla (refinería y terminal de almacenamiento que PDVSA tiene alquilada en Curazao). • Operación de terminales de almacenamiento en Bonaire y las Bahamas, en el Caribe. • Participación accionaria indirecta, a través de sus empresas mixtas, en los Estados Unidos de América en tres refinerías: una, 50% propiedad de ExxonMobil (Chalmette); otra 50% propiedad de Hess (Hovensa) y, una tercera, unidad de destilación de petróleo de coque/vacío 50% propiedad de ConocoPhillips (MereySweeny). • Participación accionaria indirecta, a través de sus empresas mixtas, en Europa en ocho refinerías: Gelsenkirchen, Schwedt, Neustadt, Karlsruhe, Nynashamn, Gothenburg, Dundee y Eastham. Mercadeo de productos en Alemania, Reino Unido y Suecia, a través de dos empresas mixtas (una, 50% propiedad de Deutsche BP; y otra 50% propiedad de Neste Oil). • Procesamiento, mercadeo y transporte de todo el gas natural en Venezuela. • Conducción de actividades de transporte marítimo. En los Estados Unidos de América, PDVSA, conduce sus operaciones de refinación de petróleo y mercadeo de productos refinados a través de su filial PDV Holding, la cual a su vez posee, indirectamente, 50% de Chalmette Refining; 50% (a través de PDV Chalmette) e indirectamente, 50% de Merey Sweeny (a través de PDV Sweeny). Estas empresas mixtas con ExxonMobil y ConocoPhillips, respectivamente, procesan petróleo en los Estados Unidos de América. Además, PDV Holding posee indirectamente 100% de CITGO, a través de PDV América. Para el 31 de diciembre de 2005, 41,25% de LYONDELL-CITGO era propiedad de CITGO. El 16 de agosto de 2006, CITGO vendió su participación en LYONDELL-CITGO operación efectiva a partir del 31 de julio de 2006. Por sus filiales en los Estados Unidos de América PDVSA es uno de los más grandes refinadores de petróleo en los Estados Unidos de América, basado en su capacidad de refinación de petróleo para diciembre de 2006, equivalente a 1.201 MBD. CITGO refina, mercadea y transporta gasolina, diesel, combustible para aviones, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos de petróleo refinados en los Estados Unidos de América. Los clientes de combustible para transporte de CITGO incluyen, principalmente: vendedores independientes al por mayor de la marca CITGO; las principales cadenas de tiendas de conveniencia; líneas aéreas que están localizadas, principalmente, a lo largo del este de las Montañas Rocosas. El asfalto es usualmente vendido a contratistas independientes en el negocio de asfalto en la Costa Este del Golfo y al Medio Oeste de los Estados Unidos de América. Los lubricantes se venden en los Estados Unidos de América, principalmente, a vendedores independientes, vendedores masivos y a clientes industriales. Los mercados de América Latina de CITGO fueron transferidos en diciembre de 2005 a dos filiales de PDVSA, Commercit, S.A. (99%) y Tradecal, S.A. (1%). En 2006, CITGO vendió un total de 598 millones de barriles (MMBls) productos de petróleo comparado con 615 MMBls vendidos en el año 2005. PDVSA también posee 50% de Hovensa, una empresa mixta con Hess que procesa petróleo en las Islas Vírgenes de los Estados Unidos de América.

7

Dentro de Europa PDVSA conduce sus actividades de refinación de petróleo y productos derivados a través de la filial de su propiedad, PDV Europa, la cual posee 50% de participación en Ruhr Oel GMBH (ROG), una compañía con base en Alemania y propiedad conjunta con British Petroleum (BP). A través de ROG, PDVSA refina petróleo, mercadea y transporta gasolina, diesel, combustible para calefacción, petroquímicos, lubricantes, asfalto y otros productos de petróleo refinados. PDVSA también posee 50% de AB Nynäs Petroleum (Nynas), una compañía con operaciones en Suecia y en el Reino Unido y propiedad conjunta con Neste Oil. A través de Nynäs, PDVSA refina petróleo, mercadea y transporta asfalto, productos especializados, lubricantes y otros productos de petróleo refinados. Las actividades petroquímicas de PDVSA en Venezuela eran conducidas, principalmente, a través de Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN), la cual tiene tres complejos petroquímicos en Venezuela y, 17 empresas mixtas con socios en el sector privado. El 1° de diciembre de 2005 se publicó la Ley de Reforma Parcial de la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares, que estableció la instrucción de transferir PEQUIVEN al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo en junio de 2005, efectivo en enero de 2006; sin embargo, PDVSA seguirá suministrando la materia prima requerida por PEQUIVEN para su funcionamiento. De acuerdo con las directrices del Gobierno venezolano, PDVSA seguirá brindando soporte financiero y logístico a PEQUIVEN. Este soporte financiero incluye préstamos para el fondo de operaciones para la ejecución del plan de inversiones de 2006, descuentos en los precios del gas metano y el financiamiento de cuentas por cobrar hasta 180 días. El negocio del gas lo desarrolla PDVSA Gas, S.A. filial verticalmente integrada. Esta filial se encarga de actividades de explotación de gas y el procesamiento de gas para la producción de LGN; así como, transporte y mercadeo de gas en el mercado interno. Adicionalmente, PDVSA Gas, S.A. procesa gas producido por las divisiones de exploración y producción de PDVSA (recibiendo todo el gas remanente después del consumo para las operaciones de PDVSA) para transporte y mercadeo en el mercado local. DELTAVEN, filial local de ventas al por menor, mercadea y distribuye en Venezuela desde 1997, gasolina al detal y otros productos de petróleo refinado, con la marca PDV. Esta empresa, junto con el sector privado también está promoviendo el desarrollo de la infraestructura y servicios comerciales para clientes al por menor. Otra filial importante es INTEVEP a través de la cual PDVSA maneja las actividades de investigación y desarrollo (ver “capítulo IV N° 7 Investigación y Desarrollo”). b) Convenios de Cooperación Energética En Asamblea Extraordinaria de Accionista del 27 de junio del año 2005, PDVSA aprobó la creación de PDV Caribe, S.A. (PDV Caribe) con domicilio en Caracas. Las actividades de PDV Caribe están orientadas fundamentalmente hacia la operación en las áreas del Caribe, especialmente en la exploración y producción de petróleo, la importación y exportación de hidrocarburos y productos derivados, refinación de hidrocarburos y, la producción de productos de petróleo, entre otros. El 29 de junio de 2005 se firmó el acuerdo de Cooperación Energética Petrocaribe (PETROCARIBE) entre el Ejecutivo Nacional y catorce países caribeños. Asimismo el Estado Venezolano suscribió con gobiernos de otros países, principalmente latinoamericanos y del Caribe, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC), el Convenio Integral de Cooperación (CIC) y PETROCARIBE. Estos acuerdos establecen, entre otros aspectos, que PDVSA suministrará petróleo y sus productos a las empresas petroleras estatales de los países suscritos.

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A continuación se muestra un resumen de estos acuerdos: Acuerdo ACEC ACEC

País Cuba República Dominicana

Compañía

Unión Cuba Petróleo, S.A (CUPET) Refinería Dominicana, S.A. (REFIDOMSA) CIC Argentina Compañia Administradora del Mercado Mayorista Electrico, S.A. ACEC Paraguay Petróleos de Paraguay (PETROPAR) ACEC Bolivia Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) ACEC Jamaica Petroleum Corporation of Jamaica (PETROJAM) Administradora Nacional de Combustible, ACEC Uruguay Alcohol y Portland (ANCAP) PETROCARIBE Surinam Staatsolie Maatschappij Suriname N.V. ACEC Ecuador Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR) PETROCARIBE Otros países del Caribe Varias

MBD

Año de suscripción

92

2000

50

2004

25 19

2004 2004

7

2004

24

2005

44 10 100 24

2005 2005 2006 -

La mayoría de estos acuerdos de suministro establecen, entre otras condiciones, un precio de venta equivalente al valor de mercado, términos de pago entre 30 y 90 días para una porción significativa de cada embarque, y una cantidad remanente a largo plazo (entre 15 y 23 años). Los acuerdos tendrán una vigencia de un año y, pueden renovarse con el consentimiento mutuo de las partes involucradas. c) Desarrollo Social La Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y la Ley Orgánica de Hidrocarburos establecen a PDVSA la obligación de contribuir con mano de obra y recursos financieros en los programas sociales desarrollados y administrados por el Gobierno venezolano. Específicamente, el Artículo N° 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece que los ingresos del Gobierno venezolano provenientes de actividades petroleras, deberán ser empleados para la promoción de programas de salud, fondos de estabilización macroeconómica y participación en el desarrollo social y económico de Venezuela. Desde el año 2004, PDVSA ha participado y contribuido, significativamente, en fondos para la construcción de viviendas de bajo costo, desarrollo de la agricultura y otros programas sociales. Por ejemplo, en enero de 2004, PDVSA aprobó la creación de un fideicomiso denominado Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA), cuya finalidad es asignar cantidades de dinero destinadas a programas relacionados con proyectos de empleo, bienes y servicios, desarrollo de infraestructura y vialidad, agricultura, salud, educación, generación de energía eléctrica y otros. Durante los años 2001 a 2006, pero fundamentalmente a partir del año 2003, PDVSA ha efectuado aportes por US$ 24.193 millones, dirigidos a proyectos y programas de desarrollo social en concordancia con los lineamientos y estrategias del Ejecutivo Nacional (ver capítulo IV, número 9, Desarrollo Social). d) Empresas de Servicios Petroleros (ESP) Como parte de las estrategias diseñadas por PDVSA, para impulsar los objetivos del plan de desarrollo económico y social del país, en el ejercicio de su soberanía tecnológica y productiva, surge la propuesta de conformar en Venezuela, empresas de capital mixto PDVSA - socios nacionales – socios internacionales, para la fabricación de bienes y la prestación de servicios en sectores estratégicos para la ejecución del Plan Siembra Petrolera período 2006 - 2012.

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En octubre de 2006, se creó la Gerencia Corporativa de Empresas de Servicios Petroleros (GCESP), con el propósito de coordinar, impulsar y establecer empresas de capital mixto fabricantes de bienes y/o proveedoras de servicios petroleros estratégicos. Objetivos Estratégicos • Identificar oportunidades para la creación de Empresas de Bienes y Servicios Petroleros con base en la demanda del Plan Siembra Petrolera. • Impulsar con los negocios y filiales de PDVSA la creación de ESP. • Generar sinergia con aliados nacionales, internacionales y entorno. • Apalancar el desarrollo de la cadena de suministro asociada a las ESP. • Suministrar bienes y servicios petroleros estratégicos a través de las ESP creada. • Insertar las ESP en el mercado internacional a través de la exportación de bienes y servicios petroleros. Gracias a los acuerdos de cooperación en materia energética firmados a partir de marzo de 2006 entre Venezuela y países alineados geopolíticamente: Repúblicas de Argentina, Bielorrusia, Mali, Angola, Malasia, Federación Rusa, República Islámica del Irán, República Árabe Siria, República Popular China y, República Socialista de Vietnam, se presentan oportunidades de acceso a tecnologías y conocimiento en sectores como: ensamblaje y fabricación de taladros de perforación y de servicios a pozos, ensamblaje y fabricación de camiones de levantamiento para sísmica y de servicio de interpretación de data sísmica, construcción, reconstrucción y reparación de plataformas costa afuera, producción de tubería de grandes diámetros y fabricación de turbinas, entre otros.

II. Organización y Gestión 1. Estructura Organizacional. Hasta el 31 de diciembre de 1997, PDVSA condujo sus operaciones en Venezuela a través de tres filiales operacionales principales, Lagoven, S.A.; Maraven, S.A. y, Corpoven, S.A. En 1997 se estableció una nueva estructura de operaciones basada en unidades de negocio. Desde entonces, PDVSA ha estado involucrada en un proceso de transformación de sus operaciones con el objetivo de mejorar su productividad, modernizando sus procesos administrativos y aumentando el retorno de capital. El proceso de transformación involucró la fusión de Lagoven, S.A.; Maraven S.A. y, Corpoven S.A. efectivo a partir del 1° de enero de 1998, y renombrando la entidad combinada PDVSA Petróleo y Gas, S.A. En mayo de 2001, PDVSA Petróleo y Gas, S.A. cambió su denominación social a PDVSA Petróleo, S.A. y, para finales de 2002, ciertos activos de producción de gas no asociado se transfirieron a PDVSA Gas. Adicionalmente, PDVSA ha hecho algunos ajustes dentro de la organización a fin de mejorar el control interno de sus operaciones y el modelo de gerencia, para alinear la estructura de sus operaciones con las estrategias a largo plazo del accionista. Estos ajustes consisten, principalmente, en la adopción de un nuevo marco de estructura de operaciones que aumenta la participación del Comité Ejecutivo en sus actividades y, al mismo tiempo, aumenta la flexibilidad operacional de PDVSA.

10

A continuación, un resumen de sus filiales principales:

2.

Descripción de las Principales Filiales

a) PDVSA Petróleo, S.A. PDVSA Petróleo, S.A. es una filial propiedad de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) y tiene como objetivo la realización de actividades de exploración, explotación, transporte, manufactura, refinación, almacenamiento, comercialización o cualquier otra actividad en materia de petróleo y demás hidrocarburos en Venezuela. b) Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP) Esta filial dirige y administra todo lo concerniente a los negocios que PDVSA realiza con empresas petroleras de capital nacional o extranjero. CVP está encargada de maximizar el valor de los hidrocarburos para el Estado venezolano, mediante una eficiente y eficaz administración y control de los negocios con participación de terceros, asegurando una apropiada vinculación de los beneficios con el bienestar colectivo, a través del desarrollo sustentable. c) PDVSA Gas, S.A. El negocio del gas, que representa una importante oportunidad de crecimiento para la industria nacional, es atendido por esta filial de Petróleos de Venezuela, S.A. Esta empresa se encarga de todo lo concerniente a la comercialización de los hidrocarburos gaseosos en el mercado nacional e internacional. d) PDV Marina, S.A. PDV Marina, S.A. es la filial de Petróleos de Venezuela, S.A. que se encarga de la distribución y transporte marítimo de los hidrocarburos y sus derivados. Fundada el 29 de noviembre de 1990, esta filial de PDVSA nació con la intención de convertirse en la empresa naviera de Petróleos de Venezuela y manejar parte del negocio del transporte de la industria petrolera venezolana. e) PALMAVEN, S.A. A través de esta filial, PDVSA lleva adelante acciones para impulsar el desarrollo de las políticas sociales, promoviendo la participación activa y protagónica de las comunidades, en sintonía con las políticas y lineamientos dictados por el Estado venezolano, según lo establecido en los valores y principios contenidos en la Constitución. f)

INTERVEN, S.A.

Esta filial maneja todos los negocios derivados de los Acuerdos de Cooperación firmados entre los países de Suramérica y Venezuela. PDVSA comenzó a trabajar con la empresa de energía de Argentina, ENARSA, para evaluar oportunidades de negocios en los sectores aguas arriba y aguas abajo en Argentina; así como también con empresas en Uruguay, Bolivia y más recientemente en China. g) DELTAVEN, S.A. Filial encargada de mercadear los productos y servicios asociados a la marca PDV, que satisface el mercado interno de combustibles, lubricantes, asfaltos, solventes, grasas y otros derivados de los hidrocarburos. DELTAVEN, S.A. realiza sus actividades mediante una red de distribución y de negocio de alto valor agregado, gerenciada con criterios de excelencia que aseguran la preferencia de los consumidores y, el máximo rendimiento de su accionista.

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h) PDV Caribe, S.A. Las actividades de PDV Caribe S.A. están dirigidas fundamentalmente hacia las operaciones en las áreas del Caribe, especialmente en la exploración y producción de petróleo, la importación y exportación de hidrocarburos y sus productos derivados, refinación de hidrocarburos y, la producción de productos de petróleo, entre otros. i)

PDVSA América, S.A.

Fue creada el 14 de diciembre de 2006 y tiene como objetivo realizar las actividades de exploración, extracción, recolección, transporte, almacenamiento inicial y comercialización de hidrocarburos en el exterior, por cuenta propia o de terceros o, asociada con terceros. j)

Filiales y afiliadas Internacionales

Entre las afiliadas de PDVSA que realizan actividades de refinación y comercialización en el exterior podemos mencionar: Ruhr Oel GMBH (ROG), Nynas y Hovensa (ver capítulo IV Nº 3, letra c 3), y las filiales de PDVSA que realizan actividades de refinación, comercialización y almacenamiento: CITGO Petroleum Corporation (CITGO); The Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO) y, Bonaire Petroleum Corporation N.V. (BOPEC). CITGO Petroleum Corporation, con sede en Houston, Texas, es una empresa refinadora y comercializadora de combustibles, lubricantes, petroquímicos, ceras refinadas, asfalto y otros productos industriales. La empresa es propiedad de PDV America, Inc. una filial de PDV Holding Inc. quien, a su vez, pertenece a PDVSA (ver Capítulo IV N° 3, letra c 2). Desde 1985, CITGO ha vendido sus distintos productos a través de distribuidores independientes. The Bahamas Oil Refining Company Internacional Limited (BORCO) es un Terminal de almacenamiento, propiedad 100% de PDVSA, ubicado en Bahamas, el cual incluye: un (1) terminal marino que abarca 640 acres de tierra, cuatro (4) muelles con ocho (8) puestos costa afuera y setenta y tres (73) tanques de almacenamiento con una capacidad nominal de 19,7 millones de barriles (MMBls). Bonaire Petroleum Corporation N.V. (BOPEC) es un terminal de almacenamiento, mezcla y despacho de crudo y sus derivados, propiedad 100% de PDVSA. ubicado en Bonaire, que incluye veintitrés (23) tanques de almacenamiento con una capacidad nominal de 10,1 MMBls.

3. Gestión (Junta Directiva y sus miembros) a) Rol de la Junta Directiva de PDVSA De acuerdo con los estatutos de PDVSA, la Junta Directiva es el órgano administrativo de la sociedad. La Junta Directiva es responsable de convocar las reuniones con el accionista, preparar y presentar los resultados operacionales y financieros al cierre de cada ejercicio económico; así como la formulación y seguimiento de las estrategias operacionales, económicas, financieras y sociales. La Junta Directiva está compuesta actualmente por diez (10) miembros: un Presidente, dos vicepresidentes, cuatro directores internos y tres directores externos. La Junta Directiva es nombrada directamente por el Presidente de Venezuela por un término inicial de dos años, el cual puede ser extendido indefinidamente hasta que se designe una nueva Junta Directiva. Según los estatutos, el presidente de PDVSA tiene amplios poderes para actuar en nombre de PDVSA y para representarla en negociaciones con terceros, sujeto solamente a los poderes expresamente reservados a la Junta Directiva o reservados a la decisión de la Asamblea de

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Accionistas. El Presidente de PDVSA determina y es responsable por la implementación de estrategias, metas y presupuestos en los diferentes negocios de PDVSA, los cuales deben ser aprobados por la Asamblea de Accionista. Las estrategias, metas, y presupuestos son revisados y monitoreados por la Junta Directiva a través de las rendiciones de cuentas. b) Composición de la Junta Directiva y trayectoria de sus miembros Al 31 de diciembre de 2006 la Junta Directiva estaba integrada por las siguientes personas: Nombre

Posición

Rafael Ramírez Carreño Presidente Luis Vierma Vicepresidente Alejandro Granado Vicepresidente Asdrúbal Chávez Director Interno Eudomario Carruyo Director Interno Eulogio del Pino Director Interno Déster Rodríguez Director Interno Jesús Villanueva Director Interno Iván Orellana Director Externo Carlos Martínez Mendoza Director Externo Bernard Mommer Director Externo (1) Nombrado en mayo 2007 como presidente de CITGO. (2) Nombrado en mayo 2007 como vicepresidente de PDVSA.

Fecha de Designación 2004 2005 2005 (1) 2007 (2) 2005 2005 2003 2005 2005 2005 2005

Información sobre los miembros que integran la Junta Directiva de PDVSA:

Rafael Ramírez Carreño, Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo y Presidente de PDVSA Rafael Ramírez Carreño es Ingeniero Mecánico graduado en la Universidad de Los Andes en 1989, con una maestría en Estudios Energéticos de la Universidad Central de Venezuela. Inició su actividad profesional en la industria petrolera con INTEVEP, filial de investigación y desarrollo de PDVSA, donde fue inicialmente asignado para trabajar en el manejo de crudos extrapesados en la Faja Petrolífera del Orinoco. Otras asignaciones y cargos posteriores en otras filiales lo dotaron de una amplia experiencia en el desarrollo, coordinación y gerencia de proyectos de ingeniería y construcción. Su trabajo en Estados Unidos de América incluye el desarrollo del Proyecto de Mejoramiento y Expansión de la Refinería de Cardón, y el Proyecto de Gas Natural Licuado en Nigeria y Francia. Ramírez fue Presidente fundador del Ente Nacional del Gas (Enagas), organismo encargado de la reestructuración del plan nacional del gas y responsable del diseño, desarrollo y promoción de la política del Estado para este sector. En febrero de 2002 fue designado Director Externo de PDVSA y, en julio de ese mismo año fue designado por el presidente de Venezuela, Hugo Chávez Frías, como Ministro de Energía y Minas. El 20 de noviembre de 2004, bajo el decreto presidencial número 3264, fue designado Presidente de PDVSA, posición que mantiene actualmente; simultáneamente con el cargo de Ministro del Poder Popular para la Energía y Petróleo.

Luis Vierma, Vicepresidente de PDVSA Luis Vierma es Licenciado en Química, egresado de la Universidad Central de Venezuela en 1979. Obtuvo su maestría en Geología (Geoquímica de Petróleo) en 1984 en la Universidad de Indiana, en Bloomington. Entre 1975 y 1978 fue profesor de química en el departamento de química de la Universidad Central de Venezuela. Ingresó a la industria en 1978, como

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geoquímico de exploración en el centro de investigación y desarrollo de PDVSA (INTEVEP); más tarde fue nombrado jefe del Laboratorio de Geoquímica Orgánica, donde fue líder de proyectos de exploración de hidrocarburos y luego Jefe de la Unidad de Química Inorgánica. En 1993 fue nombrado Gerente de Recuperación Mejorada de Crudos con Microorgánicos, según acuerdo entre el Ministerio de Energía y Minas de Venezuela y el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE). En 1995 fue nombrado jefe de la Sección de Geoquímica Orgánica y, en 1997 ocupó el cargo de Jefe de la Sección de Geología. En 1998 pasó a ser líder del Proyecto Bosque-Bucare para implementar la estrategia de esfuerzo compartido de productividad. En 1999 fue Gerente de Negocios de Exploración, y en el año 2000 fue nombrado Director de la Oficina de Políticas y Planes del Viceministerio de Hidrocarburos, en el Ministerio de Energía y Minas (ahora Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo). A comienzos de 2003, fue juramentado como Director General de Hidrocarburos y, como Director Externo de PDVSA en marzo del mismo año; más tarde, Presidente de CVP, Vicepresidente de PDVSA GAS, y miembro del Directorio de CITGO. En enero de 2005 fue nombrado Vicepresidente de Exploración y Producción de PDVSA.

Alejandro Granado, Vicepresidente de PDVSA Alejandro Granado es Ingeniero de Procesos de Refinación, graduado en 1981 en el Instituto de Petróleo y Gas de Ploesti, Rumania. Además, obtuvo una Maestría en Refinación y Petroquímica en la misma institución. Granado ingresó en la industria petrolera en 1981 como ingeniero de procesos, en la gerencia de Desarrollo de Procesos de INTEVEP, centro de investigación y desarrollo de PDVSA. En 1985 fue asignado como Ingeniero Residente del proyecto BTX en UOP LLC. en Chicago. En 1987 fue nombrado miembro del equipo asignado a Veba Oel-Alemania para el desarrollo del proceso HDH+®, una tecnología de conversión de residuos pesados. En 1990 fue asignado a la British Petroleum en Londres para dirigir el grupo de Ingeniería de Procesos encargado del diseño de varias unidades de mezcla de éter para el sistema de refinerías venezolano. De 1991 a 1997 ocupó posiciones de liderazgo y gerenciales en el área de Ingeniería de Procesos de INTEVEP y, en 1997 fue transferido a CITGO Petroleum Corporation para ocupar el cargo de Gerente de Tecnología de la refinería Lemont Illinois. Regresó a INTEVEP en el año 2000 como Gerente del departamento de Ingeniería de Procesos. Posteriormente ocupa la gerencia de Ingeniería Conceptual y Básica hasta diciembre de 2002, cuando es nombrado Sub-Gerente General de la refinería de Puerto La Cruz. En julio de 2003, fue nombrado Director Gerente de Refinación de PDVSA Oriente. En julio de 2004, es designado Director Gerente de Refinación Nacional e Internacional de PDVSA y en ese mismo año fue nombrado Vicepresidente de PDV Marina. En enero de 2005 fue nombrado Vicepresidente de PDVSA, responsable del área de refinación nacional e internacional. En febrero del año 2005, también fue nombrado Presidente de la Junta Directiva de CITGO Petroleum Corporation; así como Presidente de PDV Holding, Inc. PDV USA Inc., PDV Chalmette, Inc., PDV América, y PDV Caribe.

Asdrúbal Chávez, Vicepresidente de PDVSA Asdrúbal Chávez es Ingeniero Químico graduado en la Universidad de Los Andes en 1979. En ese mismo año comenzó su carrera en la industria petrolera en la Refinería El Palito de PDVSA, como ingeniero de arranque del Proyecto de Expansión de la Refinería El Palito (PAEX), el proyecto de expansión más grande de dicha refinería. Ocupó diferentes posiciones en las áreas de servicios industriales, destilación y especialidades, conversión y tratamiento, movimiento de crudo y productos, programación y economía e ingeniería de procesos. En 1989 fue asignado a Universal Oil Products (UOP) en EE.UU. En 1990 fue nombrado jefe del proyecto de expansión de las unidades de crudo y destilación al vacío de la Refinería El Palito. De 1995 a 1999, ocupó diferentes posiciones supervisoras y gerenciales. En el año 2000 PDVSA lo asignó, temporalmente, al Ministerio de Producción y Comercio para asistir en la reestructuración del Ministerio y luego en el proceso de la Constituyente Económica de la República Bolivariana de Venezuela. En el 2001 fue asignado a BITOR, una filial de PDVSA, como Gerente de Recursos Humanos y coordinó al equipo que trabajó en la reestructuración del proyecto de expansión de

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la empresa. En 2002 fue nombrado asistente a la Junta Directiva de BITOR y, en enero de 2003 asumió las funciones como Gerente General de la Refinería El Palito. En agosto de 2003 fue nombrado Director Ejecutivo de Recursos Humanos en PDVSA y sirvió como líder del equipo que negoció el Contrato Colectivo de Trabajo en los años 2004-2006. En marzo de 2004, fue nombrado Director Ejecutivo de Comercio y Suministro. En enero de 2005, es juramentado como Director de PDVSA, responsable de Comercio y Suministro de PDVSA y, Presidente de PDV Marina y BITOR, Filiales de PDVSA, y Director de CITGO Petroleum Corporation, una filial de PDVSA con base en Houston, EE.UU.

Eudomario Carruyo, Director de PDVSA Eudomario Carruyo recibió el título de Licenciado en Contaduría Pública de la Universidad del Zulia en 1972. Ha realizado diversos cursos de especialización y postgrado en las áreas de Finanzas y Gerencia, en la Universidad de Columbia, en New York, y en la Universidad de Michigan, en Ann Arbor. Tiene 40 años de experiencia en la industria petrolera y petroquímica nacional. Inició su carrera 1964, en la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) y después de la nacionalización de la industria petrolera venezolana en 1976 y la creación de PDVSA, continuó en Corpoven, filial de PDVSA, donde trabajó hasta el año 1997 ejerciendo los cargos de: Gerente Corporativo de Tesorería, Gerente Corporativo de Contraloría, Gerente Corporativo de Presupuesto y Evaluaciones Económicas, Gerente Corporativo de Costos, Gerente de Finanzas de la División Occidente, Gerente de Finanzas del área de San Tomé y Gerente de Finanzas de la Refinería El Palito. En 1992 fue transferido a PALMAVEN, filial de PDVSA en la cual trabajó durante 5 años y medio (1992-1997), como Gerente de Finanzas y posteriormente como Director de dicha filial. Desde abril del año 2000 se desempeñó como Comisario Mercantil de PDVSA hasta diciembre de 2002 (primero como adjunto y luego como principal). En enero de 2003, fue designado Director Ejecutivo de Finanzas de PDVSA. En julio de 2003 fue nombrado Director de PEQUIVEN, coordinando el cierre del ejercicio económico del año fiscal de 2002 de PDVSA y sus filiales, y la elaboración de los informes financieros operacionales para uso interno y para la Securities and Exchange Commission (SEC). Conjuntamente con sus responsabilidades en PEQUIVEN, fue Director de las siguientes filiales de dicha empresa: Fertinitro, Monómeros Colombo-Venezolanos, Metor International, Produven, Super Octanos, Supermetanol, Tripoliven, Clorozulia, Coramer, Olefinas del Zulia, Polinter, Propilven, Pralca, Produsal, Servifertil, International Petrochemical Holding LTD (IPHL) e International Petrochemical Sales Limited (IPSL). En enero de 2005 fue nombrado Director de PDVSA, desempeñándose además como Director de CITGO Petroleum Corporation; Director de PDVSA Petróleo S.A.; Director de DELTAVEN S.A.; Director de INTERVEN, S.A.; Vicepresidente de PDV Marina, S.A.; Presidente de PDVSA Finance y, Presidente de PDV Insurance; Director de PDV Holding y, de Refinería Isla (Curazao), S.A.

Eulogio Del Pino, Director de PDVSA Eulogio Del Pino es Ingeniero Geofísico, graduado en la Universidad Central de Venezuela en 1979, con maestría en exploración de petróleo en la Universidad de Stanford en 1985. En 1979 inició su carrera en la industria petrolera venezolana en INTEVEP, filial de investigación y desarrollo de PDVSA, desempeñándose en diferentes posiciones técnicas y supervisarías hasta 1990, cuando ocupó el cargo de Gerente Técnico para Latinoamérica en la empresa Western Atlas. En 1991 regresó a PDVSA donde asumió diferentes posiciones gerenciales en la empresa Corpoven. En 1997 fue nombrado Gerente de Exploración y Delineación de PDVSA. donde coordinó el programa de Exploración Costa Afuera en la Plataforma Deltana en el año 2001. En el año 2003, fue designado Gerente General de las Asociaciones Estratégicas en la Corporación Venezolana del Petróleo, filial de PDVSA. En 2005 fue nombrado Director de PDVSA y Presidente de CVP. Del Pino ha sido elegido Presidente y Vicepresidente de la Asociación de Ingenieros Geofísicos de Venezuela (1990-1994), Vicepresidente de la Sociedad Americana de Geofísicos (1996-1997) y, fue Fundador y Coordinador del Sindicato Latinoamericano de Geofísicos. Fue profesor tanto a niveles de pregrado como de postgrado en la Universidad Central de Venezuela y en la Universidad Simón Bolívar, en Caracas.

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Déster Rodríguez, Director de PDVSA Déster Rodríguez es General del Ejército venezolano con Licenciatura en Ciencias y Artes de la Academia Militar de Venezuela. Realizó estudios de Ingeniería de Sistemas en la Universidad Experimental de la Fuerza Armada. En 1997, fue nombrado Jefe de Personal de la Escuela de Ingeniería Militar del Ejército. En 1998 fue nombrado Jefe de la División de Registro y Control de Personal del Ejército. En 1999 fue designado Director General de la Oficina Ministerial de Información Tecnológica del Ministerio de Educación, Cultura y Deportes, función que desempeñó conjuntamente con la Presidencia de la Fundación Bolivariana de Informática y Telemática (Fundación Bolivariana de IT y Telecomunicaciones), la cual asumió en 2001. En diciembre de 2002 fue designado miembro del Comité de Reestructuración de PDVSA. En marzo de 2003 fue nombrado Director de PDVSA, simultáneamente, como director de CITGO Petroleum Corporation, Vicepresidente de la Refinería Isla, miembro de la Junta Directiva de PDV Holding y Presidente del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) y COMMERCHAMP. En enero de 2005 fue nombrado, en adición a sus actividades, presidente de PALMAVEN.

Jesús Villanueva, Director de PDVSA Jesús Villanueva es Licenciado en Contaduría Pública graduado en la Universidad de Oriente en el año 1976 con Maestría en Economía y Administración de Hidrocarburos de la Universidad Central de Venezuela en 1988. A partir del año 1974 inició sus actividades profesionales en la firma Espiñeira, Sheldon y Asociados (PriceWaterhouseCoopers). Se incorporó a la industria petrolera en 1982 en Meneven, filial de PDVSA. Durante su trayectoria profesional ha ejercido diversos cargos supervisorios y gerenciales en San Tomé, Anaco, Puerto La Cruz y Caracas, en las funciones de Auditoría y Finanzas en Meneven y Corpoven. En el año 1999 fue designado como Auditor General de PDVSA y, en febrero de 2002, fue incorporado como Director Principal de PDVSA; más tarde regresó a su posición anterior como Auditor General. En enero de 2005 fue nombrado Director de PDVSA. Ha sido certificado, internacionalmente, como Auditor Interno por el Instituto de Auditores Internos (1999) y como Examinador de Fraudes (2004).

Iván Orellana, Director de PDVSA Iván Orellana es Ingeniero Químico graduado en la Universidad Simón Bolívar en 1975. Completó sus estudios de postgrado en Planificación Estratégica en Brunel University, Londres en 1994; Suministro y Comercio de Petróleo y Gas Natural en Oxford, Inglaterra en 1994; Derecho Administrativo en la Universidad de Salamanca, España en 2003 y Derecho Internacional Privado en la Universidad de Salamanca, España en 2004. Inició su carrera en el sector de los hidrocarburos en 1975, ocupando diversas posiciones de supervisión y de ingeniería. En 1988 trabajó como asesor en el sector de gas en el Departamento de Coordinación de Exploración y Producción de PDVSA Gas. En 1994 fue designado Gerente de Planificación de PDVSA Gas; y entre 1997 y 2001 ocupó el cargo de Asesor Mayor de Planificación en materia de Energía y Regulación de Mercados de Energía en la Gerencia de Planificación Corporativa de PDVSA. Entre los años 2002 y 2003, se desempeñó como Gerente de Análisis de Entorno Comercial en la Dirección ejecutiva de Planificación de PDVSA. Desde el año 2003 es representante de Venezuela en la Comisión Económica de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Actualmente es el Gobernador, por Venezuela, ante la OPEP y presidente de la Junta de Gobernadores; así como Director General de Hidrocarburos en el Ministerio de Energía y Petróleo. Fue designado Director de PDVSA en enero de 2005 en el área de negocios internacionales. Ha sido, además, coordinador de los estudios para el establecimiento del posicionamiento estratégico de PDVSA y Venezuela en el negocio de Gas Natural Licuado (LGN) en la cuenca del Atlántico; Asesor del Presidente del Ente Nacional de Gas y de la Presidencia de PDVSA en el proceso de Regulación de los

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Servicios de Energía de Venezuela y, Asesor del Ministerio de Energía y Petróleo y PDVSA en el proceso de licitación del proyecto del LGN Mariscal Sucre. En julio de 2005, fue nombrado Director General de la Oficina de Relaciones Internacionales y, Director General de la Oficina de Planificación Estratégica en el año 2006; ambas posiciones en el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.

Carlos Martínez Mendoza, Director de PDVSA Carlos Martínez Mendoza es General del Ejército venezolano; Licenciado en Ciencias y Artes Militares, egresado de la Academia Militar de Venezuela en 1975, como miembro integrante de la Promoción “Simón Bolívar II”. Pertenece a la rama de infantería del ejército venezolano. Además realizó estudios de Comando y Estado Mayor en la “Escuela Superior de Guerra del Ejército” en Argentina en el año 1990. Tiene una Maestría en Seguridad y Defensa Nacional. Cursó estudios de postgrado en Planificación Estratégica y Administración; así como en Gerencia de Recursos para la Defensa en el Centro de Estudios Hemisféricos para la Defensa (EE.UU.). Ha ocupado posiciones complementarias a su rango militar; Secretario del Consejo de Defensa de la Nación y Director del Despacho de la Presidencia de la República Bolivariana de Venezuela. Actualmente también ejerce la presidencia de la Corporación de Desarrollo de la Región Zuliana (Corpozulia) y Carbozulia. Es Vicepresidente del Banco de Inversión de Venezuela Sofioccidente. En el año 2005 fue nombrado Director de PDVSA.

Bernard Mommer, Director de PDVSA Bernard Mommer tiene Maestría en Matemáticas y Doctorado en Ciencias Sociales de la Universidad de Tübingen, Alemania. Ha sido profesor e investigador, por muchos años, en diversas universidades venezolanas. Desde 1991 hasta 1995 ocupó la posición de Asesor Mayor de la Coordinación de Planificación de Petróleos de Venezuela y de la Coordinación de Planificación Estratégica. Desde 1995 hasta 2001 fue investigador principal asociado del Oxford Institute for Energy Studies en St. Antony’s College, Oxford. También fue asesor del Ministro Venezolano de Energía y Petróleo desde 1999 hasta 2000, y consultor del Secretario General de la OPEP en Viena durante el año 2002. Previo a su nombramiento como Director en PDV UK con sede en Londres se desempeñaba como Asesor del Presidente de PDVSA. Sus publicaciones incluyen: “Die Ölfrage” [La cuestión petrolera] (1983: Institut für Internationale Agelegenheiten der Universität Hamburg, Nomos Verlagsgesellschaft Baden-Baden); “El petróleo en el pensamiento económico venezolano–Un ensayo (Co-autor Asdrúbal Baptista, prólogo de Arturo Uslar Pietri. Ediciones IESA, Caracas, 1987); y “The New Governance of Venezuelan Oil” [El Nuevo Gobierno del Petróleo Venezolano] (1998: Oxford Institute for Energy Studies), “Global Oil and the Nation State” [Petróleo global y estado nacional] (publicado por Oxford University Press, a nombre del Oxford Institute for Energy Studies, en 2002). En 2004, el Ministerio de Energía y Petróleo publicó su libro “El Mito de la Orimulsión®”. En 2005 fue nombrado Director de PDVSA y Viceministro de Hidrocarburos. c) Comité de Auditoría

Función Básica El Comité de Auditoría asiste a la Junta Directiva de PDVSA en sus responsabilidades de vigilar la suficiencia del sistema de control interno de la empresa. El Comité cumple su función básica a través del conocimiento, evaluación y seguimiento de la información sobre los resultados de las auditorias internas y externas y en cuanto a la calidad y adecuación de la información financiera corporativa.

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Autoridad La Junta Directiva de PDVSA ha delegado autoridad y responsabilidad suficiente al Comité de Auditoría, para que pueda cumplir con las responsabilidades asignadas. El Comité de Auditoría puede utilizar los servicios de las unidades de control corporativas de PDVSA, auditores externos, consultores independientes o cualquier otro grupo de origen interno o externo con la necesaria experiencia requerida para desarrollar estudios o investigaciones.

Organización El Comité de Auditoría es un Comité delegado de la Junta Directiva de PDVSA y está constituido por seis miembros; su Presidente es el Presidente de PDVSA. Otros miembros del Comité son integrantes de la Junta Directiva de PDVSA y también el Auditor General Adjunto, quién a su vez es el Secretario del Comité.

Funciones Principales • Vigilar la adecuación del sistema de control interno, incluyendo el ambiente de control, estructura y actividades y los procesos de información y monitoreo. • Recomendar a la Junta Directiva de PDVSA cualquier acción relacionada con el sistema de control interno, incluyendo acciones requeridas para mejorar el sistema de información corporativo. • Revisar y aprobar las normas y políticas de Auditoría Interna, incluyendo la relación entre la Organización de Auditoría Interna Corporativa y las unidades de control dentro de las filiales o asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. • Asegurar la independencia y objetividad de la función de Auditoría Interna. • Revisar la opinión de los auditores externos sobre los estados financieros de la Compañía, la calidad del sistema de control interno, las áreas de mayor riesgo y lo adecuado de reportes financieros. • Evaluar, sobre las bases de su desempeño anual, a los auditores externos.

4. Fuerza Hombre Laboral Compensación Para los años terminados al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la cantidad acumulada pagada por PDVSA como compensación a sus directores por sus servicios prestados fue aproximadamente US$ 2,90 millones y US$ 2,76 millones (pagados en bolívares), respectivamente.

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Empleados A continuación se detalla el número de empleados de PDVSA en los últimos tres (3) años: Tabla 1 – Número de Empleados 2006

2005

2004

2003

2002

En Venezuela En el Exterior Número total de empleados

47.433 5.382

43.807 5.373

33.281 5.238

28.841 5.157

40.133 5.550

52.815

49.180

38.519

33.998

45.683

Contratistas ( * )

15.290

10.498

25.930

38.998

22.967

(*) En el año 2005, PDVSA ejecutó el Plan Especial de Ingreso, que consistió en el empleo directo del personal contratado, basado en el reconocimiento de sus años de servicios continuos. Esta metodología basada en el concepto de justicia social, permitió el ingreso a la Corporación de 5.281 personas. El Plan Especial de Ingreso culminó exitosamente el 31 de diciembre de 2005 y se aplicó solamente al personal contratista en Venezuela. Para diciembre de 2006 aproximadamente, 31% de los empleados de PDVSA en Venezuela estaban afiliados a uno de los siguientes sindicatos: 1) Federación de Trabajadores Petroleros, Químicos y sus Similares de Venezuela (FEDEPETROL) que cuenta con 53,08% afiliados del total de los empleados. 2) Federación de Trabajadores de la Industria de Hidrocarburos y sus Derivados de Venezuela (FETRAHIDROCARBUROS) que cuentan con 16,00% del total de trabajadores afiliados. 3) Sindicato Nacional Unitario de Trabajadores Petroleros y sus Seccionales (SINUTRAPETROL) que representa 26,31% del total de los trabajadores afiliados. 4) Federación Nacional Bolivariana de Trabajadores Petroleros, Petroquímicos, del Gas sus Similares y Conexos de Venezuela (FENAPETROL) que cuenta con 4,19% del total de trabajadores afiliados. 5) Asociación Sindical Nacional de Supervisores y Operadores Petroleros y sus Similares (ASINSUOPET) que representa 0,42% del total de los trabajadores afiliados. Los directores, personal corporativo, empleados profesionales y personal de seguridad, en general, no están afiliados a ninguna organización sindical. En el año 2006, las empresas suscriptoras de 32 Convenios Operativos migraron a 21 Empresas Mixtas y se generaron lineamientos de administración de salarios y beneficios para los trabajadores, homologándose según lo establecido, para el personal de PDVSA.

5. Litigios y Otros Reclamos El 16 de febrero de 2006, la Sala Político Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia dictó sentencia, mediante la cual se declara sin lugar una apelación interpuesta por PDVSA Petróleo, contra una resolución del SENIAT de fecha 17 de noviembre de 1999. Esta sentencia es por US$ 839 millones, y está relacionada con obligaciones tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y, 1996. La gerencia y sus asesores legales consideran que la sentencia, antes mencionada, viola derechos constitucionales fundamentales, como el de tutela judicial efectiva y el de capacidad contributiva; por lo tanto, interpondrá un recurso de revisión ante la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia, conjuntamente con una medida cautelar que permita la suspensión inmediata de sus efectos. La gerencia y sus asesores legales consideran que los resultados del mencionado procedimiento legal no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera de la Compañía o con los resultados de sus operaciones. En septiembre de 2005, la empresa New Brunswick Power Corporation (“NB Power”) introdujo una demanda en una corte de Canadá, y una solicitud de arbitraje ante el Consejo Internacional

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de Resolución de Disputas de la Asociación Americana de Arbitraje de New York, en contra de PDVSA, BITOR y la República Bolivariana de Venezuela alegando, entre otras cosas, el incumplimiento de un supuesto contrato de suministro de Orimulsión®. Dichos procedimientos fueron suspendidos hasta tanto la Corte Federal de New York se pronuncie sobre una petición de PDVSA y BITOR relativa a la existencia o no del Contrato. NB Power, reclama la indemnización de daños por US$ 1.800 millones. La gerencia de PDVSA y sus asesores legales manifiestan que este contrato nunca fue firmado; por lo tanto, defenderán vigorosamente el alegato de su invalidez. En los actuales momentos se ha fijado como fecha tentativa de inicio del juicio (Trial), para finales del mes de junio de 2007. En febrero de 2002, LYONDELL-CITGO interpuso una demanda contra PDVSA y PDVSA Petróleo en una corte distrital en los Estados Unidos de América, ubicada en el Distrito Sur de Nueva York. LYONDELL-CITGO alega que PDVSA y PDVSA Petróleo, erróneamente, declararon casos de fuerza mayor y redujeron envíos de petróleo crudo extrapesado a LYONDELL-CITGO. LYONDELL-CITGO solicitó la indemnización por daños y perjuicios por supuestos hechos de incumplimiento del convenio de suministro de petróleo crudo entre LYONDELL-CITGO y Lagoven (posteriormente fusionada en PDVSA Petróleo), y el convenio de suministro suplementario entre LYONDELL-CITGO y PDVSA; ambos acuerdos de fecha 5 de mayo de 1993, expiran en el año 2017. En julio de 2006, LYONDELL-CITGO y PDVSA anunciaron el fin del litigio referido al acuerdo de suministro. En marzo de 2006 CITGO pagó a Lyondell Chemical Company (accionista mayoritario de LYONDELL-CITGO) US$ 80 millones para el finiquito de todas las reclamaciones existentes. La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de sus operaciones por US$ 5.378 millones según opinión de la gerencia y sus asesores legales, la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera de la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez. Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una provisión al 31 de diciembre de 2006 y 2005 por US$ 860 millones y US$ 910 millones, respectivamente la cual incluye US$ 214 millones y US$ 203 millones, respectivamente, originados de una operación realizada por una filial domiciliada en el exterior dedicada a las actividades de seguros y reaseguros de las propiedades marítimas, de aviación y otros riesgos diversos de PDVSA. Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera adversa para la Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar de que no es posible predecir el resultado de estos asuntos, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la Compañía o en los resultados de sus operaciones.

III. Plan Estratégico El Plan Siembra Petrolera es la expresión de la política petrolera delineada por el Presidente de la República Bolivariana de Venezuela, Hugo Rafael Chávez Frías. El 18 de agosto de 2005 cuando presentó al país los planes estratégicos de Petróleos de Venezuela se establecieron las directrices de la política petrolera hasta el 2030, las cuales se indican a continuación: • Apalancar el desarrollo socioeconómico nacional con la finalidad de construir un nuevo modelo de desarrollo económico más justo, equilibrado y sustentable para combatir la pobreza y la exclusión social. • Impulsar el proceso de integración energética de América Latina y el Caribe.

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• Servir de instrumento geopolítico para propiciar la creación de un sistema pluripolar que beneficie a los países en vías de desarrollo y a su vez constituya un contrapeso al sistema unipolar actual. • Defender la cohesión y articulación de la política petrolera de la OPEP. Dentro de este contexto y en el marco de los lineamientos del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, se inscribe la estrategia general de la empresa: Buscar la máxima valorización de los recursos naturales no renovables y agotables mediante la obtención de precios justos y razonables en beneficio del pueblo soberano, con una distribución justa, eficiente y equilibrada de la riqueza petrolera para contribuir a la erradicación de la pobreza y la exclusión social. En línea con esta estrategia cuenta con las siguientes iniciativas; • Búsqueda y desarrollo de crudos livianos y medianos. • Desarrollo integral de la Faja Petrolífera del Orinoco. • Aceleración de la explotación del Gas natural en tierra y costa afuera. • Integración del sistema de refinación nacional e internacional. • Creación de los Distritos Sociales, Fomento de Empresas de Producción Social (EPS) y desarrollo de núcleos de desarrollo endógeno. • Apalancamiento de la política social del Estado venezolano y aporte continuo al Fondo de Desarrollo Económico y Social (FONDEN). En el ámbito geopolítico y de comercio internacional, la estrategia internacional de PDVSA contempla: • Mantener la presencia en los mercados energéticos tradicionales. • Penetrar y lograr la consolidación en los mercados de economía emergentes como China, India y Brasil; así como también, buscar un posicionamiento de mercado en Europa bajo un criterio de permanencia en contraste con ser un proveedor puntual o esporádico. • Fortalecer los lazos de cooperación energética, económica y técnica con países del Medio Oriente y Europa Oriental bajo los principios de solidaridad, justicia y complementación. • Ser brazo ejecutor de la estrategia geopolítica de integración energética de Latinoamérica y el Caribe. • Contribuir, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, al apuntalamiento de la OPEP como organización soberana que persigue el logro de la estabilidad del mercado petrolero internacional y, la remuneración justa por sus recursos.

1. Ejes del Plan Siembra Petrolera En la conceptualización y formulación del Plan Siembra Petrolera se establecieron siete (7) ejes de desarrollo petrolero y Gasífero Nacional, en los cuales están contenidos los principales proyectos del plan.

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a) Certificación de la Faja Petrolífera del Orinoco Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y éstas, a su vez, en 27 bloques (excluyendo el área de los Convenios de Asociación y Bitor-Sinovensa), de los cuales, trece (13) bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y catorce (14) empresas de países que suscribieron acuerdos de entendimiento con el Ejecutivo Nacional. Durante el año 2005, los esfuerzos de los Inversionistas y de CVP estuvieron concentrados en las actividades del Plan de Evaluación, el cual analizó las reservas y el potencial de la producción de las acumulaciones de hidrocarburos descubiertas por los pozos CEI-2X, CEI-3X, CEI-4X, CEI-5X y CEI-6X. El plan alcanzó sus objetivos y culminó, tal como fue previsto, el 16 de diciembre de 2005. Paralelamente y durante todo el año 2005, se llevaron a cabo diversas reuniones de alto nivel entre CVP, funcionarios de Gobiernos y empresas petroleras de países como CNPC (China); Petropars (Irán); Lukoil (Rusia); Petrobrás (Brasil); Repsol (España); ONGC (India); Gazprom (Rusia); Enarsa (Argentina). Con estas empresas se suscribieron memoranda de entendimientos, convenios para la ejecución de proyectos de cuantificación y certificación de reservas, que buscan como objetivos principales: a) la valorización de los activos de hidrocarburos de la Faja Petrolífera del Orinoco; b) La conceptualización, definición y diseño de las condiciones generales que les permitan a las partes desarrollar el modelo de negocio más conveniente para la explotación, producción, mejoramiento de crudo extrapesado y su comercialización. En el último trimestre de 2005 se alcanzó un avance de 90% de la ejecución de la Validación de Información y Generación de los Modelos Geocientíficos preliminares (Fase I) del Proyecto de Cuantificación y Certificación de Reservas del Bloque Junín 4 el cual desarrollan conjuntamente, CVP y la empresa China CNPC. Además, se previó una producción incremental de 470 MBD sobre la base de 620 MBD discriminada en: 400 MBD nuevos proyectos (BOYACÁ -AYACUCHO); 70 MBD ampliaciones y mejoras (BOYACÁ y CARABOBO). De acuerdo con el Oficio Nº 1036 de junio de 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo asignó a CVP el Proyecto Magna Reserva para Cuantificar y Certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a la Faja Petrolífera del Orinoco en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos, dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación. Es importante señalar que el Petróleo Original en Sitio (POES) cuantificado en la Faja Petrolífera del Orinoco alcanza un volumen de 1.360 miles de millones de barriles (MMMBls) de crudo de los cuales, el país sólo reporta 40 MMMBls como reservas probadas lo cual representa, escasamente, 3%. El objetivo del Proyecto Magna Reserva, que lleva a cabo CVP, es lograr certificar al menos 20% del POES como reservas probadas, basado en la revisión integral de toda el área de la Faja Petrolífera del Orinoco y de la aplicación de tecnologías de punta que mejoren el factor de recobro. b) Expansión de Proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco Consiste en el desarrollo integral de la región norte del Orinoco en forma armónica con la infraestructura social para contribuir a la desconcentración del territorio nacional. La Faja Petrolífera del Orinoco una vez cuantificada y certificada sus reservas, se convertirá en el eje impulsor de desarrollo sustentable desde el punto de vista social, industrial, económico y

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tecnológico del país. Para hacer realidad este objetivo el Estado ejecutará un plan maestro de desarrollo sustentable que prevea el estímulo de proyectos no asociados a la producción de hidrocarburos. El plan considera el desarrollo de tres módulos para la producción de 615 miles de barriles de diario (MBD), de crudo mejorado, con la participación de terceros y además se construirán dos (2) ciudades alrededor del complejo de procesamiento de crudos pesados para fomentar el proceso de desconcentración poblacional. c) Producción Áreas Tradicionales Comprende el conjunto de proyectos en materia de exploración y producción requeridos para incrementar la producción hasta 5,8 MMBD para el año 2012. d) Desarrollo de Gas Costa Afuera Persigue como objetivo el desarrollo industrial integral de los yacimientos de Gas Costa Afuera en el oriente del país (Plataforma Deltana, con una producción planificada de 1.470 millones de pie cúbico diario (MMPCD) y Mariscal Sucre con 1.200 MMPCD) y en el occidente (Rafael Urdaneta, con una producción esperada de 1.000 MMPCD). Con estos proyectos se persigue balancear la matriz energética venezolana e impulsar la integración energética regional, que incluye el suministro de gas a los países de Latinoamérica, del Caribe y la Cuenca Atlántica, así como también el aprovechamiento del potencial industrial de la región. Para el tratamiento y acondicionamiento de este gas de Costa Afuera está en progreso la construcción del Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) ubicado en el Estado Sucre, que contempla una planta petroquímica, áreas de almacenamiento, muelles y terminales, plantas de licuefacción de gas; así como también un parque industrial. e) Aumentos/Mejoras en Refinación En este eje se busca incrementar la capacidad de procesamiento de crudo venezolano en el país, mediante la creación de nuevos centros de refinación: Cabruta, con capacidad de 400 MBD; Batalla de Santa Inés, con 50 MBD; Zulia con 50 MBD y, Caripito, con 50 MBD para producción de asfalto. Además, se busca potenciar y optimizar los procesos de las plantas existentes (Centro de Refinación Paraguaná, Puerto La Cruz y El Palito) para procesar unos 200 MBD de crudos y productos. Este plan de expansión y optimización de refinación se integrará con proyectos agroenergéticos para la producción de etanol como aditivo sustituto del metil-ter-butil eter (MTBE) de la gasolina, impactando de manera importante la ocupación del campo y contribuyendo a la consolidación territorial. f)

Comercialización de Crudos y Productos

Está orientado hacia garantizar la seguridad y confiabilidad energética nacional y fortalecer la política petrolera internacional, bajo un enfoque soberano, sobre el recurso petrolero, al defenderlo y usarlo como instrumento de geopolítica para impulsar la pluripolaridad, la integración energética regional de América Latina y el Caribe y, la diversificación de mercados, sin abandonar el abastecimiento de los mercados tradicionales. Para el año 2012, se espera una disponibilidad de crudo para exportación de 3.368 MBD y, para refinación 1.847 MBD; un total de suministro de crudos de 5.215 MBD; excluyendo 615 MBD aproximadamente que es la producción de los convenios de asociación existentes en la Faja Petrolífera del Orinoco. Como puede apreciarse, PDVSA a través de estos ejes proyecta su visión integral del desarrollo, al fortalecer sus capacidades, potenciar la soberanía tecnológica, consolidar la plena soberanía petrolera, impulsar el crecimiento industrial y, al mismo tiempo, apoyar la desconcentración poblacional y la consolidación territorial.

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g) Infraestructura Tiene como objetivo crear las condiciones para ampliar la capacidad de recolección, almacenamiento y transporte de hidrocarburos a lo largo y ancho de todo el territorio nacional, facilitar la integración regional a través de gasoductos con el Sur, los Andes y el Caribe y, desincorporar la infraestructura obsoleta. Adicionalmente, el proyecto contempla el desarrollo de red de gasificación domiciliaria a fin de garantizar recursos energéticos para el consumo de toda nuestra población. La ampliación de esta infraestructura permitirá una mayor flexibilidad para manejar la expansión de la volumetría prevista en el plan, en términos de crudo, productos y gas natural.

2. Estrategia del Negocio De conformidad con esta orientación estratégica, direccionada a través de los ejes de desarrollo, el Plan Siembra Petrolera contempla los siguientes objetivos de negocio: •

• • •

Incrementar la producción hasta 5,8 millones de barriles diario (MMBD) para el año 2012, de los cuales 4 MMBD corresponderán a gestión directa; 460 MBD a Empresas Mixtas; 622 MBD en Convenios de Asociación existentes; 121 MBD en el esquema de ganancias compartidas y, 615 MBD bajo nuevos convenios de asociación en la Faja Petrolífera del Orinoco. Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 4,1 MMBD. Exportar un volumen de crudos y productos de 4,7 MMBD. Aumentar la producción de gas natural a 11.500 millones de pie cúbico (MMPC) de gas.

Con la finalidad de alcanzar estos objetivos, las estrategias en cada uno de los negocios principales incluyen lo siguiente: Exploración, producción y mejoramiento – • Incorporar las reservas de crudo liviano y mediano. • Aumentar el factor total de recuperación. • Continuar el desarrollo de los proyectos de crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. • Apalancar la tecnología existente para maximizar el retorno de la inversión. Refinación y mercadeo – • Asegurar el mejoramiento de productos y cumplimiento de normas ambientales en Venezuela y en el exterior. • Expandir y diversificar nuestros mercados en América Latina, El Caribe y Asia. • Mejorar la eficiencia de nuestros procesos de refinación y actividades de mercadeo. Gas natural – • Promocionar activamente la participación nacional e internacional del sector privado en la exploración, explotación y procesamiento de reservas de gas no asociado tanto en el interior como en el exterior. • Mejorar los procesos de distribución con la finalidad de aumentar la amplitud del mercado doméstico e internacional. • Asegurar nuestra participación en los mercados de gas natural licuado (LGN).

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Adicionalmente, PDVSA evaluará oportunidades para el desarrollo de productos petroquímicos en nuestras refinerías en el exterior y proveer a PEQUIVEN, de manera oportuna, de materias de base y otras materias primas. La ejecución del Plan Corporativo de PDVSA incluye las siguientes iniciativas: a) Desembolsos por Inversiones Desarrollando estas estrategias de negocios, PDVSA estima que su plan de negocios necesitará, aproximadamente US$ 77.340 millones para alcanzar una producción sostenible de 5,8 MMBD para el 2012. PDVSA espera proveer cerca de 70% de los fondos requeridos para este plan de sus propios recursos y, 30% por medio de inversiones de terceros. La siguiente tabla muestra un sumario de los gastos de capital real y estimado. Tabla 2- Desembolsos por inversiones por las filiales de sector nacional (expresado en MMUS$) (1)

2006

Exploración

303

Producción

2007 518

2008 397

Plan 2006-2012 2009 2010 505 413

2011 284

2012 24

Total 2.444

3.121

2.802

2.506

2.387

2.400

2.485

998

16.699

Empresa Mixtas

200

523

660

527

467

361

253

2.991

(2)

62

-

-

-

196

300

283

309

388

320

695

2.491 16.463

CO Acuerdos

Orinoco Actual (3) Orinoco Nuevo

(3)

(4)

AGC Gas

-

-

-

-

305

14

1.576

4.533

3.542

6.493

113

209

289

174

369

380

133

1.667

1.219

3.400

2.469

2.197

2.534

2.201

2.176

16.196 16.286

Refinación (5)

356

720

3.259

3.733

3.834

3.290

1.094

Comercio y Suministro

256

1.293

128

73

117

126

48

5.826

10.070

Total

(1) (2) (3) (4) (5)

62

10.005

11.481

15.055

12.989

11.914

2.041 77.340

Cifras reales Antiguos convenios operativos Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco Ganancias Compartidas Incluye Refinería Isla

PDVSA sigue comprometida a mantener altos estándares de seguridad y salud en el desarrollo de todas sus operaciones. Orientándose para alcanzar una integración de tecnología de negocios, efectiva y a tiempo, dentro de sus actividades operacionales para desarrollar una ventaja competitiva sostenible. Continuamente se dota al personal con entrenamiento de calidad. Además, el plan de negocios se esfuerza en asistir en el fortalecimiento de la economía nacional y contribuir con los programas sociales: educación, salud y, creación de trabajos. b) Exploración, Producción y Mejoramiento de Crudos y Productos Las estrategias de exploración y producción se enfocan hacia el aumento de los esfuerzos en la búsqueda de nuevas reservas de crudo liviano y mediano, y el reemplazo sistemático de estas reservas en áreas tradicionales, para desarrollar nuevas áreas de producción, ajustando las actividades de producción de acuerdo con las demandas del mercado y con los acuerdos alcanzados entre los miembros de la OPEP y otros países productores de petróleo. Con ésta finalidad se adquirieron 5.150 Km2 de líneas sísmicas 2D; 21.530 Km2 de líneas sísmicas 3D; y se perforaron aproximadamente 219 pozos de exploración. PDVSA perforará unos 6.525 pozos de producción y ejecutará el mantenimiento (Ra/Rc) en 8.343 pozos, entre otras actividades, a fin de alcanzar una capacidad de producción de 5,8 MMBD para el año 2012. PDVSA también se esforzará en mantener los costos de producción competitivos utilizando tecnología de punta. Los primeros cuatro proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco han sido completados y están en operación: Hamaca (una empresa mixta de PDVSA – ConocoPhillips – Chevron); Petrozuata (una empresa mixta entre PDVSA y ConocoPhillips); Cerro Negro (una empresa mixta entre PDVSA – ExxonMobil – BP); y Sincor (una empresa mixta PDVSA – Total – Statoil). Al 31 de

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diciembre de 2006 la producción de estas empresas se ubicó en 562 MBD de petróleo pesado y extrapesado. PDVSA inició un proyecto para cuantificar y certificar reservas probadas de hidrocarburos en la Faja Petrolífera del Orinoco para determinar sus prospectos económicos y, para desarrollar apropiadamente negocios futuros en el área (capítulo III Nº 1, letra a “certificación Faja Petrolífera del Orinoco”). c) Refinación La estrategia de refinación se enfoca en la expansión de la capacidad y en el mejoramiento de la eficiencia de las operaciones aguas abajo. En Venezuela se construirán cuatro nuevas refinerías: Cabruta (400 MBD); Batalla de Santa Inés (50 MBD); Zulia (50 MBD) y, Caripito (50 MBD); igualmente se agregará capacidad de conversión profunda a las refinerías de Puerto La Cruz, CRP (Amuay y Cardón) y El Palito, con el fin de aumentar la eficiencia del procesamiento de crudo pesado. En las refinerías ubicadas en los EE.UU., Europa y el Caribe se invertirá con, el fin de cumplir con los estándares de calidad estipulados por esos mercados. En adición, se invertirá en las refinerías de Kingston-Jamaica y Cienfuegos-Cuba. Se tiene una carta de intención para desarrollar una nueva refinería con Petrobrás en el norte de Brasil; se invertirá en un proyecto de conversión profunda en la refinería La Teja en Uruguay. El propósito es alcanzar márgenes más altos de productos de petróleo refinados. Se mantendrán todos los estándares de calidad ambientales aplicables (ver capítulo IV N° 3 Refinación). Orimulsión®. Con la finalidad de optimizar el valor del recurso natural y de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, durante el primer trimestre del año 2006 la Compañía cesó la manufactura de Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal (Estado Monagas), e inició un proceso de negociación de los acuerdos de suministro de Orimulsion® existentes. Como parte de la negociación, algunos clientes han acordado recibir fuel oil en lugar de Orimulsión® y, con otros clientes, se adelantan negociaciones para de rescindir los contratos existentes. d) Comercio y Suministro Mercadeo internacional. PDVSA planea continuar expandiendo sus operaciones de mercadeo internacional para incrementar su participación en el mercado de crudo y productos y para aumentar el reconocimiento de su marca. Se busca diversificar su portafolio de clientes participando en nuevos mercados como China e India. PDVSA expandirá sus operaciones en el Caribe y en América del Sur a través de la iniciativa PDVSA América, la cual incluye las iniciativas de Petrosur, Petrocaribe y Petroandina, a fin de promover la integración regional y la distribución justa de la energía entre las Naciones de América Latina. PDVSA se enfoca en mantener su posición en el mercado de los EE.UU, a través del uso más eficiente del sistema de distribución de CITGO. CILA CITGO International Latin America, Inc. la cual vende lubricantes, gasolina y destilados en varios países de América Latina, fue transferida en el año 2005 a las siguientes filiales de PDVSA: Commercit, S.A. (99%) y, Tradecal, S.A. (1%). Ambas filiales están actualmente bajo evaluación de sus operaciones. A fin de mejorar su logística y la capacidad de transporte marítimo, PDVSA construirá 42 tanqueros a través de acuerdos estratégicos con Argentina, Brasil, China y España. Esto aumentará el número de barcos de 21 a 58, propiedad de la filial PDV Marina y serán operados por PDV Marina. Esta flota, permitirá aumentar los volúmenes de exportación de 600 MBD en el 2005 a 2.100 MBD en el 2012. Mercado Interno. PDVSA continuará promoviendo en Venezuela el suministro confiable de sus productos y el uso de gasolina sin plomo, cuyo proceso comenzó en el cuarto trimestre de 1999, para mejorar la posición competitiva de la red de estaciones de servicio, centros de lubricación y grandes tiendas. Así mismo continuar el desarrollo de su red comercial a través de relaciones de negocios y otras asociaciones que logren aumentar el suministro de producto a los aeropuertos de mucho tráfico. Se está desarrollando, igualmente, un proyecto para la producción de etanol con el fin de sustituir los aditivos para el mejoramiento de octanaje tales como tetraetilo de plomo (TEL) y metil-ter-butil-éter (MTBE) en la producción de gasolina. Con el uso de etanol, PDVSA tendrá productos más inocuo para el medio ambiente, al mismo

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tiempo que promueven el desarrollo agrícola y social en áreas rurales, porque el etanol es producido por materias primas agrícolas: caña de azúcar, maiz y yuca.

e) Gas Natural El desarrollo del negocio del gas es una de las principales metas. Las actividades se enfocarán, principalmente, en el cumplimiento de la creciente demanda interna de gas para fomentar el desarrollo nacional y un estándar de vida más alto. PDVSA planea enfocarse en la creación de oportunidades de inversión atractivas al sector privado en la producción de gas no asociado. Se expandirá el sistema de transmisión y distribución, extracción de gas natural licuado (LGN), capacidad de procesamiento y fraccionamiento, y desarrollo de nuevas operaciones para exportación de gas, incluyendo la exportación de LGN. Se planea operar la mayoría de los campos existentes de producción de gas natural asociado, actualmente asignados a PDVSA por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Se continuará la exploración y desarrollo de reservas de gas no asociado con el soporte de los inversionistas privados. Se espera dar soporte a las actividades relacionadas al negocio de gas utilizando el sistema existente para transmisión y distribución de gas. PDVSA está comprometida en el desarrollo de una gran red de distribución de gas en diferentes ciudades, del país para proveer gas natural a residencias, y para comercios e industriales. Se anticipa que el desarrollo del negocio de gas requerirá, aproximadamente, US$ 15.000 millones de capital desde el año 2007 hasta 2012. Se espera que tales desembolsos de capital sean obtenidos no sólo a través de PDVSA, sino también de socios en el sector privado. f)

Empresas de Producción Social

El Programa de Empresas de Producción Social de PDVSA, aprobado por su Junta Directiva desde octubre de 2005, ha visto materializar sus resultados a partir de mediados del año 2006, por cuanto la aplicación de sus elementos requirieron de la conformación de organizaciones y de una campaña divulgativa y de implantación del referido programa, tanto a nivel de los negocios como de las empresas contratistas. Los elementos del programa Empresas de Producción Social (EPS) incluyen el aporte de las contratistas de PDVSA, a un Fondo Social a descontar de la facturación, según porcentajes establecidos de acuerdo con el monto total contratado. Este fondo está dirigido a remediar necesidades de las comunidades. Un segundo aspecto cuantitativo del programa, está representado por la denominada oferta social, que debe ser consignada en los procesos de contratación y que igualmente está valuada en función del monto contratado, en una escala comprendida entre 2% y un máximo de 5 % del total. Otros elementos del programa están representados en el acompañamiento a las EPS por parte de las Empresas Promotoras, que son todas aquellas que hayan suscrito el programa, mediante su debida inscripción en el sistema de Registro de Empresas de Producción Social (REPS) de PDVSA. Otro elemento, es la constitución de consorcios y alianzas con las EPS para migrar conocimientos y destrezas de las empresas músculo hacia el nuevo modelo productivo. Se creó un Fondo de Financiamiento dirigido a apalancar el fortalecimiento de las EPS. Finalmente, el programa incluye la creación y apoyo de Unidades de Producción Comunitarias (UPC). El programa se encuentra en fase de estabilización; particular importancia resulta la debida atención a los elementos cuantitativos representados por el Fondo Social y la Oferta Social. Adicionalmente, el Programa Empresas de Producción Social incluye la creación de entidades, en la línea de los procesos medulares del sector de los hidrocarburos en Venezuela, actividad que representa un centro importante de atención del esfuerzo a desplegar, en función de la creación de un nuevo modelo socio productivo en Venezuela. Las Empresas de Producción Social nacen en respaldo a:

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Cooperativismo: Es la asociación emprendedora voluntaria de personas que buscan satisfacer necesidades económicas, sociales y culturales de forma colectiva. Las cooperativas, estructuradas de acuerdo con la Ley General de Asociaciones Cooperativas, organizan su actividad mediante un sistema de propiedad conjunta controlada democráticamente y el trabajo se ejerce de forma mancomunada. Economía Social: Proceso de producción de bienes y servicios que concilia intereses económicos y sociales comunes, apoyados en la acción de las comunidades locales y en la participación de los ciudadanos y de los trabajadores de empresas alternativas, tales como las asociativas y las microempresas autogestionables. Desarrollo Sustentable: Proceso de transformación socioeconómica en el cual la utilización racional y adecuada de los recursos naturales, la orientación de las inversiones, la canalización del desarrollo tecnológico y, los cambios institucionales, son factores indispensables para el mejoramiento del potencial para atender las necesidades humanas, tanto presentes como futuras. Desarrollo Endógeno: Es la base de un nuevo modelo económico, radicalmente distinto al anterior modelo de desarrollo, que parte de las necesidades y potencialidades reales, en la búsqueda de una economía más democrática, en la que participen y ganen todos por igual. Se trata de no seguir importando lo que podría producirse en el país, ni continuar produciendo lo que no se necesita, sino producir según las realidades y necesidades del país. Inclusión Social: Significa que todas las venezolanas y los venezolanos puedan desarrollarse integralmente, cumpliendo con sus deberes y, sobre todo, ejerciendo sus derechos a la educación, a la seguridad social, a la seguridad ciudadana, a la sana alimentación, al trabajo, a la vivienda digna y al pleno desarrollo de la personalidad del individuo, entre otros, garantizando la igualdad de condiciones y de oportunidades que faciliten la justicia social y garanticen el desarrollo humano y la paz integral. Orientaciones de PDVSA hacia la formación de EPS. PDVSA ha iniciado un activo plan de cambios en las relaciones de producción con sus empresas contratistas, con la finalidad de eliminar la concentración monopólica ejercida por escasos grupos económicos nacionales e internacionales y, al mismo tiempo promover nuevos esquemas para la producción, caracterizados por la cogestión, la autogestión, cooperativas y otras formas de asociaciones colectivas, en las cuales privará la condición de que una parte sustancial del rendimiento resultante. Está dirigido a beneficiar a las comunidades, particularmente, a organizar sus mecanismos de producción, servicios, distribución y consumo, propuesta que se resume en el concepto de Empresas de Producción Social (EPS). Los Distritos Sociales Son unidades creadas dentro de las organizaciones de Exploración y Producción, Refinación, Comercio y Suministro, Gas, Costa Afuera, Faja Petrolífera del Orinoco, PALMAVEN, Automatización, Informática y Telecomunicaciones (AIT), INTEVEP y Empresas Mixtas, para realizar la gestión territorial de carácter productivo, ecológico y social, que integra funciones de ingeniería, desarrollo y ejecución de proyectos, con el propósito de consolidar estrategias que, dentro del proceso de exploración, producción, refinación y comercialización de petróleo y gas, propicien un esfuerzo conjunto, eficiente y efectivo del personal de PDVSA y de la población, para garantizar el desarrollo endógeno sostenible y sustentable, generando los equilibrios necesarios para la erradicación de la pobreza, de acuerdo con las políticas del Estado.

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Fondo de financiamiento para las EPS En el año 2005, fue constituido este Fondo por decisión de la Junta Directiva de PDVSA, con un capital inicial de cien (100) millones de dólares, para el apalancamiento de esta modalidad de empresa, por vía de préstamos recuperables en condiciones especiales, que faciliten la dotación de infraestructura, adquisición de bienes de capital, acceso a tecnología, obtención de recursos humanos calificados y el adiestramiento necesario para fortalecer estas empresas hasta alcanzar su autonomía económica y mejorar su eficiencia operacional. Posteriormente, el 13 de junio de 2006, se establecieron los mecanismos y procedimientos para optar al Fondo. Comprende los siguientes programas: • • •

Programa de financiamiento de mediano y largo plazo, para el desarrollo de las EPS. Programa para el mejoramiento de la capacidad competitiva del sector empresarial con justicia social. Programa para incrementar la densidad empresarial en el sector de los hidrocarburos.

Áreas de financiamiento • • • • •

Dotación de infraestructura. Adquisición de bienes de capital. Acceso a tecnología. Obtención de recursos humanos calificados. Adiestramiento en capacitación especializada.

Condiciones del financiamiento El financiamiento de las EPS, por parte de PDVSA, se ajusta a las condiciones particulares de cada proyecto y área geográfica de influencia. Condiciones Generales MONTO

El monto maximo a financiar es de un 1 MMMBs (Bs 1.000.000.000,00),

TASA DE INTERÉS

La tasa de interés fluctuará entre 0% y 3% anual,

GARANTÍA

Fianza solidaria de los miembros de las EPS y Reserva de Dominio de la Maquinaria y Equipo,

PLAZO DE FINANCIAMIENTO

El plazo máximo de financiamiento será hasta diez (10) años.

PERIODO DE GRACIA

Hasta tres (3) años, dependiendo de la actividad económica y de las características particulares de las EPS.

Aportes de los proveedores y contratistas al fondo social de las EPS. A mediados del año 2006 se iniciaron las operaciones de recaudación del Fondo Social: la inscripción en el sistema REPS o la aceptación del Programa EPS es el contenido en los Pliegos de Licitación y Contratos de Obras, Bienes y Servicios y, son las condiciones para generar el descuento. Convenio de cooperación interinstitucional PDVSA - BANDES Establecer una estructura normativa que determine la cooperación entre PDVSA, BANDES y BANFOANDES, para procurar el financiamiento a las Empresas de Producción Social (EPS) y a las Empresas Promotoras de EPS, inscritas en el Registro de EPS (REPS) de PDVSA, relacionadas con los sectores aguas abajo y aguas arriba de la industria de los hidrocarburos a

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escala nacional, para la reconversión, modernización y capital de trabajo.

reactivación,

reindustrialización,

instalación,

Justificación Fortalecer la estructura económica de Venezuela, dentro de un nuevo esquema de producción económico y social en el sector de los hidrocarburos, fundamentado en los principios de justicia social, igualdad, equidad y solidaridad. BANDES, BANFOANDES y PDVSA pueden establecer esfuerzos comunes para alcanzar estos objetivos, justificando un Convenio de Cooperación Financiera para ampliar la base de financiamiento del Programa de Empresas de Producción Social de PDVSA. Finalidad • Procurar el financiamiento para la reconversión, reactivación, reindustrialización, instalación y modernización de las pequeñas, medianas y grandes empresas, cooperativas y otras formas asociativas, proveedoras de bienes, obras y servicios dentro del sector de los hidrocarburos. • Complementar las fuentes de financiamiento del Programa de Empresas de Producción Social, promovido por PDVSA. • Procurar el financiamiento, cofinanciamiento y/o préstamos sindicados de proyectos de inversión de la industria de los hidrocarburos de interés para PDVSA. Beneficiarios • Las pequeñas, medianas y grandes empresas, cooperativas y otras formas asociativas nacionales, inscritas en el Registro de Empresas de Producción Social (REPS) de PDVSA y cuya actividad empresarial sea procesar o convertir materias primas y productos semielaborados e insumos relacionados con la industria de los hidrocarburos, en bienes elaborados de alto Valor Agregado Nacional (VAN). • Las pequeñas, medianas y grandes empresas, cooperativas y otras formas asociativas nacionales, inscritas en el Registro de Empresas de Producción Social (REPS) de PDVSA, que se constituyan para llevar a cabo proyectos de inversión aguas arriba, de interés para PDVSA. Al cierre de 2006, existían 5.755 proyectos sociales concertados y disponibles para ser incluidos como oferta social en los procesos de contratación de bienes, obras y servicios, de los cuales 1.425 ya están incluidos o en procesos de licitación. Se apoyó la creación de 159 Unidades de Producción Comunitaria (UPC); se beneficiaron 339 comunidades con proyectos derivados de la Oferta Social y se generaron 5.472 puestos de trabajo. A continuación se muestra un resumen de estos resultados: Resultados 2006

Meta 2006

N° de Proyectos Sociales concertados y disponibles para Oferta Social

5.755

5.396

N° de Proyectos Sociales incluidos para Oferta Social

1.425

621

339

1.267

5.472

10.763

N° de Comunidades beneficiadas con Ofertas Sociales N° de empleos generados

30

Durante el proceso de promoción, desarrollo y acompañamiento a EPS, como parte del Programa de Gasificación de comunidades (GLP) se organizaron y capacitaron 110 empresas cooperativas de base. Adicionalmente, se logró la promoción y organización de tres (3) cooperativas de segundo grado. Fueron dictados talleres de cooperativismo a más de 120 empresas y se incorporaron 156 Cooperativas al Programa EPS en las funciones de Servicios Logísticos de PDVSA; Refinación, Exploración y Producción de PDVSA; transporte de combustible en el mercado interno y Prevención y Control de Pérdidas. Por otra parte, INTEVEP identificó brechas en 434 EPS y, brindó acompañamiento tecnológico a 33 de ellas. Durante el proceso de implantación del programa EPS, se han identificado sectores industriales para su desarrollo. En la tipificación de bienes, obras y servicios se avanzó con respecto a la caracterización de los requerimientos en todos los negocios, filiales y organizaciones, para identificar oportunidades de desarrollo de nuevas Empresas de Producción Social de baja, mediana y alta complejidad. Entre los proyectos para el desarrollo nacional de sectores industriales se mencionan los siguientes: En la industria naval: Se elaboraron especificaciones para la construcción en el país de buques para suministro y apoyo a plataformas Costa Afuera, almacenaje temprano de gas y compresión de gas licuado. Así como una propuesta para la construcción de nuevos astilleros en el país para satisfacer la demanda de construcción y mantenimiento de buques requeridos para los Proyectos del Plan Siembra Petrolera. Además, preparación de un plan de adiestramiento del personal tanto de los astilleros, institutos educativos técnicos y artesanales, talleres navales nacionales, como de la tripulación de los buques, lo que impulsará la creación y formación de Nuevas EPS. Del estudio realizado se identificó, en la industria naval, la siguiente demanda: construcción de veinticinco (25) buques de apoyo, dos (2) astilleros de operación y mantenimiento de buques, nueve (9) diques flotantes y ocho (8) buques de manejo de anclas. En tuberías de grandes diámetros: Fue culminada la caracterización de la demanda de tubería helicoidal y longitudinal requerida en los proyectos del PSP. En proceso de sincronización de los requerimientos con las capacidades de fabricación nacional con la finalidad de desarrollar el plan de inversión nacional y extranjera requerida para las ampliaciones de las empresas del sector e instalación de nueva planta de tubos. Producto de esta evaluación se identificó la demanda de 358.000 y 732.000 toneladas métricas para los años 2006 y 2007 respectivamente. En insumos químicos para exploración y producción: Fueron definidas oportunidades en tres proyectos: taponamiento por asfáltenos; incrustaciones y corrosión y, formación de emulsiones. Asimismo se activó plan de auditorías del sistema de gestión de la calidad a las empresas que actualmente realizan el servicio de tratamientos químicos en PDVSA. En paralelo se realizaron auditorías a los laboratorios de PDVSA en los Distritos: Barinas, Apure y Maracaibo. Con relación a la plataforma venezolana: Se firmaron Memoranda de Entendimiento para la discusión y posterior formación de consorcios de capital mixto con PDVSA, para la fabricación y construcción de plataformas de acero y concreto e inclusión de las cooperativas y EPS en el estudio para evaluar y cuantificar las capacidades nacionales y la participación nacional de Proyectos Gasíferos en Venezuela. En cuanto al proyecto Pozo Venezolano: Se establecieron mesas técnicas de trabajo entre PDVSA y representantes empresariales del sector de bienes y servicios petroleros para la identificación de áreas prioritarias de desarrollo. En el Distrito Social Apure, se hizo la sustitución de equipos de flotación, utilizados en los revestidores.

31

Iniciativas de Industrialización de los Hidrocarburos sector plástico: Se continuó trabajo de integración con representantes de Asociación Venezolana de Industrias Plásticas (AVIPLA), Asociación Venezolana de la Industria Química y Petroquímica (ASOQUIM), Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN), Corporación Americana de Resinas C.A. (CORAMER), Ministerio de Industrias Ligeras y Comercio (MILCO), Ministerio de Ciencia y Tecnología (MCT) y PDVSA, para definir los planes estratégicos y de acción para la activación del Centro Nacional del Plástico y del Caucho (CNPC) como plataforma para el desarrollo del Plan Nacional del Plástico. Igualmente, se apoyó y asesoró a empresas interesadas en desarrollar la transformación de polímeros en bienes terminados. Industrialización de corrientes del gas: Se determinó la demanda para el desarrollo del Plan de Gasificación Nacional; Se identificaron las mejores prácticas argentinas en procesos de gasificación, proporcionando recomendaciones en el uso de medidores, tuberías y conexiones de polietileno; así como lo relacionado con redes de gasificación. También se asesoró a empresas interesadas en desarrollar productos asociados al Plan de Gasificación Nacional orientadas a la Sustitución de Importaciones. Con la finalidad de proporcionar oportunidades para el sector empresarial de tipo asociativo en el Plan Gubernamental “Compras del Estado”, durante el año 2006, se conformaron alianzas que incorporaron a más de 369 EPS y 6.524 asociados, en bienes, obras y servicios en la Región de Occidente.

3. Resumen del Plan de Inversiones y Principales Proyectos a) Antonio Ricaurte El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia y, contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo aproximado de $335 millones con una longitud aproximada de 225 kilómetros. Los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela y, posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2006, el saldo de estas obras en progreso es, aproximadamente, de $114 millones. b) Ceuta – Tomoporo El proyecto Integral Ceuta – Tomoporo, tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas de crudo del campo Ceuta – Tomoporo en el occidente del país, el cual tiene reservas estimadas de 1.000 millones de barriles de petróleo crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es de $1.200 millones, con un promedio de producción de petróleo crudo entre 90 MBD y 277 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005 el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $253 millones y, $181 millones, respectivamente. c) Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho El proyecto Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), comprende la construcción de una infraestructura en Güiria, Estado Sucre, para el desarrollo e industrialización del gas natural proveniente de la costa afuera oriental. El costo total de la obra se estima en $334 millones y los ingresos del proyecto estarán constituidos por la venta de parcelas de uso industrial desarrolladas y dotadas de todos los servicios. En este complejo se recibirán las diferentes corrientes de gas provenientes de los proyectos de desarrollo de gas costa afuera nororiental, incluyendo Plataforma Deltana, Mariscal Sucre y otros planificados a mediano y largo plazo. Estos volúmenes de gas serán destinados, en primer lugar, para abastecer los requerimientos del mercado interno venezolano y los planes nacionales de industrialización. Los volúmenes excedentes de gas serán exportados como Gas Natural

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Licuado (GNL). El alcance del CIGMA incluye también la instalación de la planta de GNL, requerida para este propósito. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005 el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $33 millones y, $18 millones, respectivamente. d) Complejo Criogénico de Occidente El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene como objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. La inversión estimada es de $600 millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de la obras en progreso es aproximadamente de $108 millones y, $45 millones, respectivamente. e) Gas Anaco El proyecto Gas Anaco, tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna. Actualmente, está en proceso la perforación de los pozos exploratorios localizados en el norte de Anaco, en el Estado Anzoátegui. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas y 35 mil barriles diarios (MBD) de crudo liviano, para el año 2007. La inversión total estimada es $732 millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $612 millones y, $297 millones, respectivamente. f)

Interconexión Centro Occidente (ICO)

El proyecto ICO, tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui - Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia - Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación y promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. La inversión estimada es $413 millones y, se espera que finalice en el año 2008. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $242 millones y, $128 millones, respectivamente. g) Jose 250 El proyecto Jose 250, tiene como objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de San Joaquín, Jusepín y Pirital del oriente del país, para satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. El proyecto consiste en la construcción de tres nuevas plantas de extracción líquida, una unidad de fraccionamiento y la expansión del Terminal Marino del Condominio Jose; así como la construcción y expansión de tuberías para GNL. La inversión total estimada en este proyecto es de $664 millones y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $21 millones y, $4 millones, respectivamente. h) Mariscal Sucre El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado costa afuera; así como también, la construcción de una planta de GNL, que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCND) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto, será exportado. La inversión requerida para el desarrollo de los campos costa afuera, la planta de GNL y la infraestructura asociada se estima en $2.700

33

millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $32 millones y, $17 millones, respectivamente. i)

Plataforma Deltana

El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de terceras partes para culminar la exploración y futuro desarrollo del área. PDVSA completó la fase inicial del proyecto, incluyendo estudios sísmicos 3D y la perforación de cuatro pozos exploratorios que finalizaron en julio de 2003, con resultados exitosos en tres de éstos. La inversión total estimada es $3.810 millones, incluyendo la participación de PDVSA. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $157 millones y, $145 millones, respectivamente. j)

Rafael Urdaneta

El estimado de inversión total para el proyecto es de US$ 2.900 millones. Desarrollo de las reservas de gas no asociados ubicadas en el Golfo de Venezuela, principalmente en los campos Róbalo, Barracuda, Merluza, Liza y Sierra, y del Noreste de Falcón, con el fin de producir unos 1000 MMPCD que serán destinados al Mercado interno (300 MMPCD) y a la exportación (770 MMPCD, unas 4.7 MMT/A). El propósito del proyecto está orientado hacia la ejecución de actividades de exploración, desarrollo de la infraestructura para la producción de gas Costa Afuera, de las tuberías necesarias para el transporte del gas y los condensados, una planta de licuación de gas con una capacidad de producción estimada de 4,7 MMT/A, y las facilidades de embarque necesarias para manejar buques modernos de LGN. k) Mercado Interno El proyecto consiste en el desarrollo de la Ingeniería, Procura, Construcción y Puesta en Operación de 462 km. de Gasoductos, 14 Estaciones de Válvulas y tres (3) Plantas Compresoras (150.000 Hp) con capacidad de transportar 2.000 MMPCD desde el Centro de Acopio CIGMA (Güiria) hasta el Mercado Interno (Margarita, Puerto La Cruz, Jose, Muscar), en el año 2010. Se prevé una primera fase Güiria - San Antonio del Golfo para el tercer trimestre de 2008, que transporte 600 MMPCD disponibles del Proyecto Mariscal Sucre. Se generará desarrollo sustentable en las áreas de influencia del proyecto durante su ejecución. El estimado de inversión total es de US$ 752 millones. Para el 31 de diciembre del año 2006, la inversión total en este proyecto alcanzó US$ 48 millones. l)

Proyecto de Conversión Profunda en la Refinería de Puerto La Cruz

Este proyecto tiene como objetivo maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. Consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de crudo. La inversión total estimada es US$ 1.600 millones, y se estima su culminación en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente US$ 20 millones y, US$ 2 millones, respectivamente. m) Proyecto de Conversión Profunda en la Refinería El Palito Este proyecto tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación y mejorar el margen de refinación, en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extrapesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada es US$ 1.771 millones, y se estima culminarlo en el año 2011. Al 31 de

34

diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente US$ 9 millones y, US$ 4 millones, respectivamente. n)

Proyectos de Construcción de Nuevas Refinerías en Venezuela

Se está diseñando la refinería Cabruta para procesar 400 MBD de petróleo de gravedad API de 8.50 de la Faja Petrolífera del Orinoco. También está diseñada para producir productos refinados de alta calidad: gasolina, destilados y combustible de aviones y para exportación. Tendrá una unidad de conversión profunda según lo planeado, basada en la tecnología HDH PLUS. La refinería estará en Cabruta al sur del Estado Guárico. Las operaciones comenzarán en el año 2011. La refinería Batalla de Santa Inés está siendo diseñada para procesar 50 MBD de Guafita Blend de 28° de gravedad API. Está orientada a satisfacer la demanda regional del mercado de combustible. El esquema de configuración de este proceso no involucra procesos de conversión profunda. Se espera que las operaciones comiencen para el año 2010. La refinería de Caripito está diseñada para procesar 50 MBD de petróleo pesado oriental venezolano. Estará orientada a satisfacer la demanda regional de asfalto y combustibles. Se espera que las operaciones comiencen en el año 2009.

IV. Principales Actividades 1.

Exploración

Las Reservas probadas de petróleo de la República Bolivariana de Venezuela han continuado incrementándose, a través de los años, con una producción acumulada de petróleo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2006 en aproximadamente 60.400 MMBls. La producción comercial de petróleo en Venezuela está concentrada en la Cuenca Occidental del Estado Zulia, en la Cuenca Meridional Central de Barinas y Apure y en la Cuenca Oriental de los Estados Monagas y Anzoátegui. Los numerosos campos en producción de esas tres (3) cuencas se distribuyen ampliamente en la geografía nacional y, en consecuencia, el riesgo de la producción se diversifica substancialmente. La producción acumulada de petróleo desde el año 1914 hasta el 31 de diciembre de 2006 para la cuenca Occidental de Zulia es de 41.200 MMBls, en la Cuenca Meridional Central Barinas y Apure es de 1.300 MMBls, y en la cuenca Oriental de Monagas y Anzoátegui es de 17.900 MMBls. Una porción substancial de las cuencas sedimentarias en Venezuela aún no han sido exploradas. Actualmente, el Proyecto Magna Reserva se encuentra en la fase de cuantificación y certificación de las reservas (ver capítulo III Nº 1, letra a). La tabla siguiente muestra las reservas probadas y probadas desarrolladas, la producción 2006 y, la relación de las reservas probadas con respecto a la producción anual en cada una de las cuencas principales al 31 diciembre de 2006:

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Tabla 3 – Reservas y Producción de Venezuela por Cuenca Al 31 de diciembre, 2006 2006 Probadas Probadas Relación (1) Desarrolladas Producción Res./Prod (MMBls al 31/12/2006) (MBD) (años) Petróleo (2) Occidental – Zulia

20.689

6.277

1.179

48

1.869

933

87

59

64.766

12.410

2.001

89

Total Petróleo

87.324

19.620

3.267

73

De Extra pesado

45.983

6.316

748

168

6.024

4.217

194

85

41

29

5

57

22.599

14.739

500

124

28.664

18.985

699

113

115.988

38.605

3.966

80

Meridional Central - Barinas y Apure Oriental - Monagas y Anzoátegui

Gas Natural en Bpe (3) Occidental – Zulia Meridional Central - Barinas y Apure Oriental - Monagas y Anzoátegui (4) Total Gas Natural en Bpe Total Hidrocarburos en Bpe

(1) Desarrolladas y no desarrolladas. (2) La producción obtenida a boca de pozo incluye los condensados. (3) Producción neta de gas natural (producción bruta menos gas natural reinyectado). (4) Incluye las reservas probadas de gas natural en la Faja Petrolífera del Orinoco del Orinoco, estimadas en 3,13 millones de barriles equivalentes al 31 de diciembre de 2006.

La tabla siguiente muestra para el 2006 la ubicación, el volumen de producción, año del descubrimiento, reservas probadas y la relación de las reservas probadas con respecto a la producción anual para cada uno de los yacimientos de petróleo más grandes de PDVSA, al 31 de diciembre de 2006:

36

Tabla 4. Reservas probadas y producción de los principales campos para el año terminado el 31 de diciembre de 2006:

Nombre del Campo

Zuata Principal Cerro Negro Cerro Negro Tía Juana Lago Huyapari Bare El Furrial Mulata Bloque VII Ceuta Bachaquero Lago Boscán Urdaneta Oeste Santa Bárbara Lagunillas Lago Uverito Tía Juana Tierra Lagunillas Tierra

Ubicación (Nombre del Estado)

Anzoátegui Anzoátegui Monagas Zulia Anzoátegui Anzoátegui Maturín Maturín Zulia Zulia Zulia Zulia Monagas Zulia Maturín Zulia Zulia

2006

Año del

Reservas

Producción (MBD)

Descubrimiento

Probadas (MMBLS)

291 115 47 163 156 73 395 241 136 114 109 102 137 81 0 34 59

1985 1979 1979 1925 1979 1950 1986 1941 1956 1930 1946 1955 1941 1925 1949 1925 1925

14.304 7.118 6.348 3.746 3.690 1.939 1.902 1.831 1.816 1.669 1.488 1.451 1.371 1.326 1.237 1.216 1.073

Relación de Reservas Probadas/ Producción (años)

135 170 367 63 65 73 13 21 37 40 37 39 27 45 98 49

Reservas Datos geológicos y de ingeniería son utilizados para estimar las reservas probadas de petróleo y gas natural, incluyendo las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas. Estos datos demuestran, con razonable certeza, las reservas recuperables, en los años futuros, de los yacimientos conocidos, bajo condiciones económicas y de operación existentes. Se espera recuperar las reservas probadas de petróleo y gas natural principalmente de pozos nuevos y, en el área que no ha sido perforada usando equipos y métodos de operación disponibles. Las estimaciones de reservas no son exactas y, están sujetas a revisión. Estas reservas de petróleo y gas natural son revisadas anualmente para considerar, entre otras cosas, los niveles de la producción, las revisiones del campo, la adición de nuevas reservas por descubrimientos y estudios de factibilidad económica. Las reservas probadas estimadas pueden ser materialmente diferentes de las cantidades de petróleo y gas natural que se recuperan en última instancia. El petróleo y el gas natural representaron 75% y 25%, respectivamente, del total estimado de reservas probadas de petróleo y gas natural sobre una base equivalente de petróleo al 31 de diciembre de 2006. Petróleo Se estimaron reservas probadas de crudo al 31 de diciembre de 2006 por aproximadamente 87.324 MMBls (incluyendo un estimado de 45.983 MMBls de petróleo extra-pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. Adicionalmente, Venezuela estima reservas probadas de gas natural son aproximadamente 166.249 MMMPC, de los cuales 16.447 MMMPC están asociados a crudo extra-pesado. De acuerdo con los niveles de producción del año 2006, las reservas probadas de petróleo, incluyendo las reservas de crudo pesado y extra-pesado, que requerirán

37

un significativo desarrollo futuro incluyendo los costos para producir y refinar, tienen una vida restante de, aproximadamente 73 años. Del 31 de diciembre de 1995 al 31 de diciembre de 2006, las reservas probadas de crudo de PDVSA se incrementaron en 23.400 MMBls y nuestras reservas probadas de gas natural aumentaron en 4.400 MMBls equivalentes de petróleo. En 2006, 2005 y 2004, nuestra tasa de reemplazo de reservas de crudo fue de 713%, 52% y 104%, respectivamente. Estas variaciones resultaron de las revisiones de las tasas esperadas de la recuperación de petróleo en sitio y del uso de la tecnología de recuperación secundaria en los yacimientos de petróleo. Gas Natural Se tienen reservas probadas desarrolladas de gas natural que ascienden a 166.249 MMMPC (ó 28.664 MMBpe) al 31 de diciembre de 2006. Las reservas de gas natural de PDVSA abarcan el gas asociado que es un elemento incidental generado al desarrollar nuestras reservas de petróleo. Una alta proporción de nuestras reservas probadas de gas natural están desarrolladas. Durante el año 2006, aproximadamente 43% del gas natural que se produjo fue reinyectado con el fin de mantener la presión de los pozos. La tabla siguiente muestra las reservas probadas de petróleo y de gas natural, que incluyen las reservas probadas y probadas desarrolladas. Tabla 5- Reservas probadas de Venezuela al 31 de diciembre 2006 cifras expresada en millones de barriles (MMBls) a menos que se indique lo contrario

2006

2005

1.870 9.735 12.345 17.391 45.983 87.324

1.833 9.747 12.456 17.533 38.443 80.012

73

Gas Natural (MMMPC) (2) Gas Natural (Bpe) (2) Total hidrocarburos en Bpe

Reservas Probadas Condensado Liviano Mediano Pesado Extrapesado (1) Total Petróleo Relación Reservas/Producción (Años)

Reservas Probadas Desarrolladas Condensado Liviano Mediano Pesado Extrapesado (1) Total Petróleo

2004

2003

2002

1.867 9.830 12.487 17.708 38.690 80.582

1.919 10.078 12.340 17.617 35.186 77.140

1.900 10.012 12.450 17.414 35.381 77.157

67

69

74

70

166.249 28.664

152.264 26.252

151.479 26.117

150.040 25.869

147.111 25.364

115.988

106.264

106.699

103.009

102.521

407 2.760 4.812 5.333 6.308 19.620

321 2.359 5.026 5.406 3.826 16.938

387 2.772 5.471 4.569 4.076 17.275

416 2.760 5.419 4.683 3.010 16.288

419 2.716 5.533 4.877 2.154 15.699

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Gas Natural (MMMPC) Gas Natural (Bpe) Total hidrocarburos en Bpe

2006

2005

110.108 18.985

106.726 18.401

38.605

22% 66%

2004

2003

2002

106.035 18.282

105.030 18.109

102.190 17.619

35.339

35.557

34.397

33.318

21% 70%

21% 70%

21% 70%

20% 69%

Porcentaje del total de reservas desarrolladas vs total de reservas probadas (3) Petróleo Gas Natural

(1) Las reservas probadas de petróleo extrapesado situado en la Faja Petrolífera del Orinoco tienen un bajo grado de desarrollo. De las reservas probadas totales que se explotaron bajo proyecto de la Faja Petrolífera del Orinoco, al 31 de diciembre de 2006, aproximadamente 2.128 MMBls fueron desarrolladas según los términos de cuatro convenios de asociación en los que PDVSA tiene un porcentaje de participación menor de 50%. (2) Incluye 16.447 MMMPC, 13.819 MMMPC, 13.649 MMMPC, 12.427 MMMPC, 12.454 MMMPC en cada uno de 2006, 2005, 2004, 2003 y 2002, respectivamente, asociados a las reservas extrapesadas del petróleo. (3) Las reservas probadas desarrolladas entre las reservas probadas totales.

Nuevos Descubrimientos de Hidrocarburos En el año 2006, la División Oriental de PDVSA descubrió nuevas reservas de hidrocarburos (probadas + probables) de, aproximadamente, 85 millones de barriles de petróleo y 387 MMMPC de gas asociado. Específicamente en el noroeste del Estado Monagas; el pozo SBC136 adicionó nuevas reservas con 36 millones de barriles de crudo y 85 MMMPC de gas asociado. Además, el pozo TAC-4x fue descubierto con 15 millones de barriles de petróleo y 62 MMMPC de gas asociado. Asimismo, en el 2006 las reservas del pozo CHL-8, perforado en 2005, fueron incorporadas con 34 millones de barriles de petróleo y 240 MMMPC de gas asociado. En la cuenca Barinas - Apure, en la Cuenca Meridional Central de país, el pozo GF-205X incorporó reservas de petróleo de 127 millones de barriles, extendiendo la vida del campo Guafita hacia el este. Adicionalmente, el pozo CAI-12X descubrió 11 millones de barriles de petróleo y 2 MMMPC de gas asociado. Al norte de la Cuenca del Lago de Maracaibo, División Occidental de PDVSA, el pozo VLA-1520 fue perforado y completado, finalizando la evaluación e incorporando reservas de 10 millones de barriles de petróleo y 17 MMMPC de reservas de gas. Operaciones Se mantiene un programa activo de exploración y desarrollo diseñado para aumentar nuestras reservas probadas de petróleo y la capacidad de producción. Los esfuerzos de PDVSA han sido exitosos al aumentar sus reservas probadas de petróleo y gas natural en cada uno de los últimos 20 años. Desde el año 1992, se inició un programa diseñado para atraer e incorporar la participación del sector privado en las actividades de exploración y producción. Normalmente, se conducen las actividades de exploración y desarrollo en la Cuenca Occidental de Zulia, Barinas Occidental, la cuenca de Apure y la Cuenca de Oriente en los Estados Monagas y Anzoátegui. Se está conduciendo una extensiva actividad de exploración y desarrollo en la Faja Petrolífera del Orinoco de la Cuenca Oriental y en otras Cuencas, independientemente o junto con socios extranjeros, a través de empresas a riesgo compartido.

39

En el año 2006, nuestros gastos de exploración fueron utilizados, principalmente, para la perforación de 19 pozos exploratorios y la adquisición de 617 kilómetros cuadrados de líneas sísmicas 3D. Asimismo, en el año 2006 fueron incorporadas 8.504 MMBls de reservas probadas (82 MMBls de reservas descubiertas, 31 MMBls por pozos de desarrollo y 8.391 MMBls de revisiones), comparado a 623 MMBls en 2005 (144 MMBls de reservas descubiertas, 35 MMBls por pozos de desarrollo y 444 MMBls de revisiones), 4.601 MMBls en 2004 (319 MMBls de reservas descubiertas, 145 MMBls por pozos del desarrollo y 4.137 MMBls de revisiones), 250 MMBls en 2003(162 MMBls de reservas descubiertas y 88 por pozos de desarrollo), 238 MMBls en 2002 (135 MMBls de nuevas reservas descubiertas y 103 por pozos de desarrollo). En 2006, invertimos US$ 1.590 millones en 529 pozos del desarrollo y otras instalaciones. La tabla siguiente resume las actividades de perforación para los períodos indicados: Tabla 6- Actividad de perforación de PDVSA para el año finalizado el 31 de diciembre de 2006, (número de pozos) 2006 2005 2004 2003 2002 Pozos completados Pozos suspendidos Pozos bajo evaluación Pozos en progreso Pozos secos o abandonados Total Pozos de arrastre Pozos de Desarrollo perforados (1)

4 1 5 2 7 19 10

5 0 2 8 1 16 6

1 0 1 2 1 5 1

3 1 0 3 0 7 5

3 2 0 3 2 10 7

543

379

313

206

366

(1) Incluye los pozos en progreso, incluso si fueron comenzados en años anteriores. Excluye 41 pozos de desarrollo de PDVSA Gas y 45 pozos atribuibles a los Antiguos Convenios Operativos/Empresas Mixtas.

Conforme a los proyectos de petróleo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco del Orinoco, en el año 2006 no se perforó ningún pozo exploratorio y se perforaron 73 pozos de desarrollo/avanzada; en el año 2005, no hubo perforación exploratoria y se perforaron 107 pozos de desarrollo/avanzada; en el año 2004, no se perforaron pozos exploratorios, y se perforaron 122 pozos de desarrollo y 33 pozos estratigráficos. En el año 2003, no se perforó ningún pozo exploratorio y se perforaron 64 pozos de desarrollo. En el año 2002, se perforaron 17 pozos exploratorios y 144 pozos de desarrollo. Al 31 de diciembre de 2006 se operaron, aproximadamente, 16.665 pozos de crudo.

40

2. Producción Tabla 7- Producción de petróleo crudo a nivel nación para el año terminado al 31 de diciembre de;

Gestión propia de producción de petróleo crudo (1) Convenios Operativos (2) Empresas mixtas (2) Convenos de exploración a riesgo Participación de PDVSA en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco: PDVSA Sincor PDVSA Cerro Negro Corpoguanipa Petrozuata Crudo extrapesado (menos de 8 grados API) Total Producción Propia de PDVSA Participación de los terceros en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco: Sincor Cerro Negro Ameriven Petrozuata

Producción Nación

2006

2005

2004

2003

2002

2.315 116 241 1

2.109 497

2.066 518

1.864 465

2.070 481

5

1

65 48 47 59 219 15

73 51 50 60 234 61

66 50 32 62 210 38

60 42 20 52 174 59

42 42 8 57 149 16

2.907

2.906

2.833

2.562

2.716

107 67 109 60 343

118 71 118 61 368

108 70 75 62 315

98 59 46 52 255

69 59 18 58 204

3.250

3.274

3.148

2.817

2.920

-

-

-

-

(1)

Incluye petróleo crudo condensado de planta por 5 MBD, en los años 2006 y 2005.

(2)

Los convenios operativos se mantuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006 y, a partir de esa fecha, sus actividades migraron a empresas mixtas. La mayoría de los estados financieros de las empresas mixtas fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA

En el 2006, la producción fiscalizada total del petróleo en Venezuela ascendió a 3.250 MBD, que incluye 2.907 MBD de la producción de PDVSA y 343 MBD de la Alícuota de Terceros en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco del Orinoco. La producción promedio de petróleo atribuible a PDVSA en el año 2006 fue de 2.907 MBD (incluyendo 219 MBD correspondiente a la participación de PDVSA en la Faja Petrolífera del Orinoco). Durante el año 2006, nuestro costo promedio de producción de petróleo fue aproximadamente de 4,34 $/Bl. En promedio durante el 2006, nuestra producción del gas natural fue de 7.072 MMPC (ó 1.219 sobre una base en miles de barriles equivalentes de petróleo), de la cual 3.019 MMPC (43%), fueron reinyectados con el fin de mantener la presión de los yacimientos. La producción neta del gas natural fue de 4.053 MMPC. La producción promedio de gas de las áreas de PDVSA (Anaco – Bloque E), durante el año 2006, fue de 1.568,7 MMPC (lo que equivale a 270.470 de barriles equivalentes de petróleo). La distribución o balance del gas (1.568,7 MMPC) fue distribuida de la siguiente manera: 6% en las operaciones correspondiente a la producción de LGN; 4% en las operaciones propias de producción; 7% correspondiente a las mermas y venteo; el resto (83%) fue dispuesto para la venta a los sectores industriales metalúrgico, eléctrico, petroquímico, petrolero y doméstico.

41

PDVSA Gas, cuenta con una extensa red de gasoducto, que le permite realizar la distribución hacia las regiones central costera y sur del país. La tabla siguiente resume la producción diaria de petróleo y de gas natural de PDVSA, por tipo, cuenca, precio de venta y, el costo de producción promedio para el período especificado. Tabla 7- La producción de PDVSA, el precio de venta y el costo de producción promedio en el año terminado al 31 de diciembre de 2006 (en miles de barriles por día, a menos que se indique lo contrario): 2006

2005

2004

2003

2002

125 642 1.020 1.120 2.907 177 3.084

18 776 999 1.113 2.906 165 3.071

25 767 1.001 1.040 2.833 166 2.999

22 727 914 899 2.562 144 2.706

46 774 962 934 2.716 173 2.889

Producción Bruta

7.072

7.008

6.566

5.938

6.023

Menos: reinyectado

3.019

2.920

2.747

2.506

2.351

Gas natural neto (MMPCD)

4.053

4.088

3.819

3.432

3.672

Gas natural neto (MBDPE)

699

705

658

592

633

3.783

3.776

3.657

3.298

3.522

1.180 87 1.640 2.907

1.187 88 1.631 2.906

1.238 85 1.510 2.833

1.121 86 1.355 2.562

1.332 93 1.291 2.716

1.123

1.255

1.187

1.031

1.261

28

17

4

6

8

Oriental

5.921

5.736

5.375

4.901

4.754

Total Gas

7.072

7.008

6.566

5.938

6.023

55,21

45,32

32,22

24,35

21,19

1,13

0,84

0,74

0,61

0,71

Producción de Petróleo Condensado Liviano Mediano Pesado + Extrapesado (1) Total Petróleo Líquidos del Gas Natural Total petróleo y LGN Gas Natural (MMPCD)

Total hidrocarburos en Bpe Producción de Petróleo PDVSA por Cuenca Occidental Meridional Central Oriental Total Petróleo

de

Producción de Gas Natural por Cuenca (MMPCD) Occidental Meridional Central

Precio de Exportación (2) Crudo ($ por barril) Gas ($ por MPC)

42

Costos de Producción ($/Bpe) (3) Incluye los Ex Convenios Operativos – Empresas Mixtas Excluye los Ex Convenios Operativos – Empresas Mixtas

4,34

3,93

3,77

3,85

3,92

4,01

3,13

3,29

2,06

2,42

(1)Incluye la alícuota de Petrozuata y crudo menos de 8° API (2) incluye ventas a las Filiales y a las afiliadas. (3) El costo de producción por barril (para el petróleo, el gas natural y el líquido del gas natural), es calculado dividiendo la suma de costos directos e indirectos de producción (incluye propio consumo; excluye la depreciación y el agotamiento), por los volúmenes totales de la producción de petróleo, de gas natural y el líquido del gas natural.

La baja de producción en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco para el año 2006 con respecto al año 2005 corresponde a paradas de plantas efectuadas en cada una de las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco, lo cual disminuye el promedio anual de la producción. a) Asociaciones con Terceros a-1)

Empresas Mixtas

Gestión para la Conversión de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas Durante el año 2005, el MENPET (ahora Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo) realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de los 32 convenios operativos existentes, concluyendo que éstos contenían, entre otros elementos, cláusulas de honorarios basadas en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos, lo cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba incongruente con la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos. El 12 de abril de 2005, el MENPET emitió instrucción a la Junta Directiva de PDVSA para que se corrigieran las omisiones o fallas de todos y cada uno de los convenios operativos en materia de hidrocarburos, y se evaluaran los mecanismos legales para extinguir dichos convenios en un período no mayor a un año. En el último trimestre del año 2005, todas las empresas operadoras de estos convenios suscribieron los denominados convenios transitorios, con el objetivo de revisar los acuerdos originales y conformar las nuevas empresas mixtas. El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”; así como también el modelo de “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” con la finalidad de suscribirse con las entidades privadas que así lo decidieran. En esa misma fecha, se firmaron los respectivos “Memoranda de Entendimientos” para la migración de los convenios operativos a empresas mixtas, excepto las operadoras de dos de los convenios operativos que, voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memoranda. Según los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”, aprobados por la Asamblea Nacional, dichas empresas operarían en un período de transición, comprendido entre el 1° de abril de 2006 y la fecha en que fuesen formalmente constituidas. Una vez constituidas, los términos contractuales serían aplicables en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006. Al 31 de diciembre de 2006, se habían constituido legalmente las siguientes 19 empresas mixtas, las cuales habían obtenido los respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias según lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

43

A continuación la participación de PDVSA en las Empresas Mixtas

CAMPOS (25)

SOCIO

PAÍS

MENE GRANDE

REPSOL

ESPAÑA

QUIRIQUIRE

REPSOL

ESPAÑA

CARACOLES

CNPC

CHINA

INTERCAMPO N.

CNPC

CHINA

NOMBRE DE LA NUEVA EMPRESA MIXTA (21)

% PDVSA

% SOCIO

PETROQUIRIQUIRE, S.A,

60,00%

40,00%

PETRO SINO-VENEZOLANA, S.A,

75,00%

25,00%

PETROCUMAREBO, S.A,

60,00%

40,00%

PETROWARAO, S.A,

60,00%

40,00% 40,00%

FALCÓN ESTE

V.O.G.

VENEZUELA

FALCÓN OESTE

V.O.G.

VENEZUELA

AMBROSIO

PERENCO

FRANCIA

PEDERNALES

PERENCO

FRANCIA

CABIMAS

SUELOPETROL

VENEZUELA

PETROCABIMAS, S.A.

60,00%

KAKI

INEMAKA

VENEZUELA

PETROLERA KAKI, S.A.

60,00%

40,00%

CASMA-ANACO

OPEN

VENEZUELA

PETROCURAGUA, S.A.

60,00%

40,00%

COLÓN

TECPETROL

ARGENTINA

BARIPETROL, S.A.

60,00%

40,00%

ONADO

CGC

ARGENTINA

PETRONADO, S.A.

60,00%

40,00%

ORITUPANO-LEONA

PETROBRAS

BRASIL

PETRORITUPANO; S.A.

60,00%

40,00%

LA CONCEPCIÓN

PETROBRAS

BRASIL

PETROWAYU, S.A.

60,00%

40,00%

ACEMA

PETROBRAS

BRASIL

PETROVEN-BRAS; S.A.

60,00%

40,00%

MATA

PETROBRAS

BRASIL

PETROKARIÑA, S.A.

60,00%

40,00%

BOSCÁN

CHEVRON

EE.UU.

PETROBOSCÁN, S.A.

60,00%

40,00% 25,20%

LL-652

CHEVRON

EE.UU.

PETROINDEPENDIENTE, S.A.

74,80%

MONAGAS SUR

HARVEST V

EE.UU.

PETRODELTA, S.A. (1)

60,00%

40,00%

GUA. ORIENTAL

TEIKOKU

JAPÓN

PETROGUÁRICO, S.A.

60,00%

40,00%

DZO

BP

REINO UNIDO

PETROPERIJÁ, S.A.

60,00%

40,00%

BOQUERÓN

BP

REINO UNIDO

BOQUERÓN, S.A.

60,00%

40,00%

B-2X 70/80

HOCOL

REINO UNIDO

LAGOPETROL, S.A. (1)

80,00%

20,00%

URDANETA OESTE

SHELL

REINO UNIDO

PETROREGIONAL DEL LAGO, S.A.

60,00%

40,00%

(1) Pendiente por firmar contratos de migración a empresas mixtas

Durante el año 2006 el Estado venezolano acordó con veintiuna (21) empresas petroleras nacionales e internacionales, la migración a Empresas Mixtas de los Convenios Operativos. Al 31 de diciembre de 2006 se habían firmado 19 de estos acuerdos, mediante los contratos para la conversión a Empresas Mixtas entre la CVP y cada una de las empresas petroleras. Las Empresas Mixtas se constituyeron mediante un aporte de un mil millones de bolívares (Bs1.000.000.000,00), dividido en 100.000 acciones comunes con un valor nominal de diez mil bolívares cada una (Bs10.000,00), registrado como capital social inicial, de acuerdo con lo establecido en los Contratos para la Conversión a Empresas Mixtas en la cláusula 1.3 “Capital social y participación accionaria”. De acuerdo con lo establecido en las cláusulas para la Conversión a Empresa Mixta, la CVP y el socio minoritario, deben efectuar aportes adicionales de Capital, tanto en bolívares como en dólares de los Estados Unidos de América, en proporción a la participación en el capital accionario inicial en la empresa mixta. El contrato para la conversión a empresa mixta, plantea la extinción automática de los convenios operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuviesen derecho a recibir compensación alguna derivada de dichos convenios, salvo los pagos correspondientes al primer trimestre de 2006, ni tampoco efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida extinción. Adicionalmente, se acordó que los activos operados a esa fecha, por estos convenios operativos, fuesen puestos de inmediato a disposición de las empresas mixtas para el desarrollo de sus actividades, transfiriéndose posteriormente la propiedad de los convenios.

44

Producción del año 2006 Empresas Mixtas Los convenios operativos se mantuvieron vigentes hasta el 31 de marzo del año 2006 y, a partir de esa fecha sus actividades migraron a Empresas Mixtas. Durante los años 2006 y 2005, la producción de crudo bajo convenios operativos, fue de 116 y 497 MBD, respectivamente. Durante el año 2006 la producción de petróleo crudo de las empresas mixtas fue de aproximadamente 241 MBD. a-2)

Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco.

La producción de crudo mejorado alcanzó un promedio de 481 MBD. Tabla 8- Convenio Faja - Reservas Producción 2006 Participación Sector Privado

Proyecto

Participación de PDVSA

2005

Reservas Producción MBD Reservas Producción MBD Rango MMBls (1) (2) MMBls (1) (2) ( grado API) (3)

Petrozuata

Conoco Phillips

49,90

2.434

102

2.478

97

16-19

Sincor

TotalFina; Statoil

38,00

3.301

143

3.364

162

26-32

Ameriven

Chevron, Conoco Phillips

30,00

3.690

135

3.747

157

24-26

Cerro Negro

ExxonMobil, BP (4)

41,67

3.244

101

3.286

110

16-16

(1) Reservas probadas (2) Producción estimada (3) Promedio grados API (4) Anteriormente Veba Oel

Durante el año 2006 los convenios de asociación que operan en la Faja Petrolífera del Orinoco, obtuvieron los siguientes logros: Petrozuata • • •

Se completaron 23 pozos horizontales con una generación en el período, de 9,8 MBD. Se realizaron 104 servicios a pozos para mantenimiento de producción. Para el período se ha producido un volumen promedio de 118,7 MBD de crudo extrapesado; el promedio de producción de crudo mejorado fue de 101,8 MBD.

Cerro Negro • •

No se han perforados pozos nuevos. En el periodo se realizaron 18 servicios a pozos para mantenimiento de producción. El promedio de producción de extrapesado para el año fue de 114,9 MBD, se produjo un promedio año de mejorado de 102 MBD de crudo mejorado, estos niveles reflejan la parada mayor del Mejorador realizada en el mes de marzo.

Sincor •

• • •

Inició la segunda campaña de perforación de pozos horizontales. A la fecha se han completado 222 pozos productores nuevos, de los cuales fueron completados mecánicamente 50 pozos con una generación de 4,9 MBD. Se ha producido un volumen promedio de producción de extrapesado de 171,6 MBD y se produjo un promedio año de mejorado de 143 MBD de crudo mejorado. Se han realizado 288 servicios con taladro a pozos, para mantenimiento de la producción. Se obtuvo certificado de Gestión Medioambiental de la norma ISO 14001, por la unidad acreditadora de ISO DNV Holanda.

45

•

• •

Puesta en operación del Compresor K1061, el cual permite procesar en la planta de Hidrógeno el gas combustible de origen interno, disminuyendo las emisiones y consumo del gas natural del Mejorador. Inicio de la producción de manera sostenida, de azufre sólido (25.000 Ton/mes). Durante el mes de agosto se registró la máxima producción del año: 204 MBD.

Ameriven • •

Se realizaron 50 servicios a pozos para mantenimiento de producción. Se realizó Parada Total del Mejorador, con inicio el 26 de junio y una duración de 50 días, durante la cual se produjeron volúmenes de extrapesado por el orden de 100 MBD con requerimiento de diluente por, aproximadamente, 65 MBD de crudo mesa y se produjo un promedio año de mejorado de 135 MBD de crudo mejorado.

En fecha 26 de febrero de 2007, el Gobierno la República Bolivariana de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con rango, valor y fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones, denominadas Petrolera Zuata, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A., Petrolera Cerro Negro, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. deben trasformarse en empresas mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial que se designe, debe poseer no menos de 60% de sus acciones, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Asimismo, los existentes Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas en el Golfo de Paria Oeste, Golfo de Paria Este y el bloque conocido como La Ceiba; así como también, la asociación denominada Orifuels SINOVEN, S.A., deben ser transformadas en empresas mixtas, bajo el mismo esquema mencionado anteriormente. A tales efectos, se constituyeron comisiones de transición para cada una de las asociaciones, las cuales se incorporaron a sus directivas, con el fin de garantizar la transferencia del control sobre todas sus actividades, a las nuevas empresas estatales. Asimismo, este Decreto Ley concedió a los socios de las asociaciones, un plazo contado a partir de la fecha de su publicación, para acordar los términos y condiciones de su posible participación en las nuevas empresas mixtas. También, se concedió un plazo adicional para someter los señalados términos y condiciones a la Asamblea Nacional, con la finalidad de solicitar su autorización, de conformidad con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Transcurrido el plazo establecido, sin que se hubiera logrado acuerdo para la constitución y funcionamiento de las empresas mixtas, la República Bolivariana de Venezuela, a través de PDVSA, asumirá directamente las actividades ejercidas por las diferentes asociaciones, para preservar su continuidad, en razón de su carácter de utilidad pública e interés social. A los fines de garantizar la transferencia a PDVSA del control de las actividades que las asociaciones realizaran durante el periodo, y en seguimiento de lo establecido en el mencionado Decreto Ley, se constituyeron respectivas Comisiones de Transición. Con base en este Decreto Ley, a partir del 1° de mayo de 2007, PDVSA tomó el control de todas las instalaciones relacionadas con las asociaciones antes mencionadas Con fecha 26 de junio de este año, se firmaron los correspondientes Memoranda de entendimiento para los casos en los cuales los participantes de los negocios antes mencionados acordaron los términos de la migración, en concordancia con lo establecido en la Ley de Hidrocarburos.

46

Tabla 9- Correspondientes a los firmantes de los referidos términos: PROYECTO

PARTICIPACION PDVSA

Cerro Negro

83,33%

BP

16,67%

SINCOR

60,00%

Total Statoil

30,32% 9,68%

70,00%

Chevron

30,00%

Golfo de Paria Oeste (Corocoro)

74,00%

ENI

26,00%

Golfo de Paria Este (POSA)

60,00%

Ineparia Sinopec

8,00% 32,00%

PARTICIPACION DE TERCEROS

Ameriven

En los casos de Petrozuata y La Ceiba, PDVSA tomó 100% de Participación. PDVSA mantiene las conversaciones con CNPC y Petrochina para decidir la estructura definitiva, en el caso de Orifuels SINOVEN, S.A. Actualmente se está desarrollando el proceso para el sometimiento a la Asamblea Nacional de los acuerdos obtenidos. Se estima que la Asamblea Nacional debería dar su autorización para la implementación de los términos y condiciones, para finales del mes de agosto del año 2007. Los acuerdos que se suscriban a los efectos de constituir las Empresas Mixtas, estarán exentos del pago de impuestos, tasas y contribuciones especiales o cualquier otra obligación tributaria. a-3)

Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas

Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, CVP posee inversiones en acciones que representan su participación de 35% en las empresas mixtas a esas fechas, constituidas para cada área, como se indica a continuación: Área Golfo de Paria Este

Socios de CVP Ineparia, Inc - Conoco Venezuela, C.A. ENI Venezuela B.V. (ENI) - OPIC Karimun Corporation (OPIC)

Golfo de Paria Oeste Conoco Venezuela, C.A. - ENI - OPIC

La Ceiba

•

Mobil Venezolana de Petróleos, Inc PetroCanadá

Empresa Mixta Administradora del Golfo de Paria Este, S.A. Compañía Agua Plana, S.A.

Administradora Petrolera La Ceiba, C.A.

Convenio de Asociación Área de Paria Este-Área POSA

En el año 2004 los inversionistas del Golfo de Paria Este, presentaron un plan de evaluación de los descubrimientos del Pozo Punta Sur 1X y 2X, el cual se encuentra en proceso de revisión por parte de CVP. Durante el año 2005 los inversionistas presentaron el plan de desarrollo POSA aprobado en el año 2006, el cual estima una producción de petróleo crudo de 22 MBD, la construcción de una unidad flotante de procesamiento y, despacho con capacidad para almacenar 400 mil barriles (MBls) de petróleo crudo.

47

•

Convenio de Asociación Área Golfo de Paria Oeste- Proyecto Corocoro

La participación accionaría de la CVP en este consorcio es de 35%. El Proyecto Corocoro continuó con las operaciones de la Fase I del plan de desarrollo las cuales fueron iniciadas en mayo de 2004. Siguiendo en progreso con el compendio de estas actividades durante el año 2005, se otorgaron contratos por un estimado de US$ 80 millones. Durante el 2006 se han entregado contratos por US$ 130,57 millones. Se realizaron desembolsos de aportes de capital en el año 2005 por aproximadamente US$ 48 millones y, en el año 2006 por US$ 87,3 millones. Hasta la fecha la inversión acumulada es de US$ 193,82 millones para este proyecto. Debido al incremento de los costos de US$ 557 millones a US$ 810 millones en la ejecución de la Fase I (motivado a nuevos estimados de costos para los diferentes objetos de contratos del proyecto). En el mes marzo fue aprobado por el Comité de Control un Addendum al Plan de Desarrollo Original por cambio en el alcance del proyecto. Estas modificaciones permitieron una mayor participación de contratistas venezolanas para la fabricación e instalación de las facilidades de producción de Corocoro y, un incremento de la tasa inicial de producción desde 60 MBD hasta 70 MBD. En cuanto a las operaciones, se finalizó la construcción del sistema flotante de almacenamiento (FSO) de 1,3 MMBls de capacidad. Actualmente el buque de almacenamiento se encuentra en las Costas de Curacao; de igual forma se culminó la plataforma de Perforación con capacidad de 24 cabezas. Es importante resaltar que para el año 2007 continúa la actividad de perforación de la Fase I, la cual consiste en la perforación de 14 pozos (6 productores, 6 inyectores de agua y 2 inyectores de gas). El proyecto global de infraestructura muestra un avance físico de 66,9%. Siguiendo el plan se espera que la Fase II comience en el año 2010. •

Convenio de Asociación La Ceiba

La producción entre los meses de enero y febrero de 2006 fue de 240,6 MBls, mientras que en marzo cerró la producción temprana en el campo La Ceiba y se inició el procedimiento de aseguramiento de instalaciones y pozos (CEI-2X, CEI-3X, CEI-4X, CEI-5X y CEI-6X). Actualmente, existe un volumen aproximado de 10 MBls. en las instalaciones y líneas de la Ceiba por desplazar.

3. Refinación a) Capacidad de Refinación La estrategia aguas abajo de PDVSA está orientada hacia la expansión y mejoramiento de sus operaciones de refinación tanto en Venezuela, como Centro y Sur América y mantenimiento de las refinerías en Estados Unidos de América y Europa, lo cual permite incrementar la manufactura y mejorar el rango de productos refinados de alto margen. PDVSA ha incrementado la complejidad de su capacidad de refinación en Venezuela; además, realizó inversiones importantes para convertir la capacidad mundial de sus activos de refinación de conversión simple a conversión profunda. La capacidad de conversión profunda de sus refinerías, en Venezuela, le ha permitido mejorar el rendimiento de productos de alto valor y, en consecuencia, fortalecer su portafolio de productos a exportación. Pruebas de ello, son el aumento del rendimiento en gasolina y destilados de 35% en 1976 a 66% en el 2006, y la disminución de la producción de gasoil de 60% a 11%, durante el mismo período.

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PDVSA realiza actividades de refinación en Venezuela, el Caribe, Estados Unidos de América y Europa. Su capacidad de refinación en el ámbito mundial ha aumentado de 2.362 MBD en 1991 a 3.098 MBD para el 31 de diciembre de 2006. El siguiente diagrama presenta un resumen de las operaciones de refinación de PDVSA en el 2006: La siguiente tabla 10 muestra la capacidad de refinación y el porcentaje de participación de PDVSA al 31 de diciembre de 2006.

Capacidad de Refinación 2006 Capacidad de Refinación en EE.UU.: 1.201 MBD Chalmette (50%) 92 MBD

Lake Charles (100%) 425 MBD

Capacidad de Refinación en Europa: 259 MBD Nynäs (50%) Suecia (2 refinerías) UK (2 refinerías) 29 MBD

Lemont (100%) 167 MBD Paulsboro (100%) 84 MBD

Rühr Oel (50%) Alemania (4 refinerías) 230 MBD

Saint Croix (50%) 248 MBD

(*) Sweeny Corpus Christi (100%) 157 MBD

(**) Isla 335 MBD

Capacidad de Refinación en Venezuela 1,303 MBPD

Bajo Grande 15 MBD

Savannah (100%) 28 MBD

(# % ) Participación PDVSA (*) 50% de participación en un coker y en unidad de destilación

Complejo de refinación Paraguaná 940 MBD Puerto La Cruz 203 MBD

El Palito 140 MBD

San Roque 5 MBD

(**) bajo arrendamiento

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Tabla 11 – Capacidad de Refinación de PDVSA Al 31 de diciembre de 2006 Ubicación Venezuela CRP, Falcón Puerto La Cruz, Anzoátegui El Palito, Carabobo Bajo Grande, Zulia San Roque, Anzoátegui Total Venezuela Antillas Holandesas (Curazao) Isla (1) Estados Unidos Lake Charles, Louisiana Corpus Christi, Texas Paulsboro, New Jersey Savannah, Georgia Lemont, Illinois Chalmette, Louisiana Saint Croix, U.S. Virgin Islands Total Estados Unidos Europa Gelsenkirchen, Alemania Schwedt, Alemania Neustadt, Alemania Karlsruhe, Alemania Nynäshamn, Suecia Gothenburg, Suecia Dundee, Escocia Eastham, Inglaterra Total Europa Total Mundial (1) (2) (3) (4) (5)

Propietario

Participación PDVSA (%)

Capacidad de Refinación Capacidad Participación Nominal Neta PDVSA (MBD) (MBD)

PDVSA PDVSA PDVSA PDVSA PDVSA

100 100 100 100 100

940 203 140 15 5 1.303

940 203 140 15 5 1.303

PDVSA

100

335

335

CITGO CITGO CITGO CITGO CITGO Chalmette (2) Hovensa (3)

100 100 100 100 100 50 50

425 157 84 28 167 184 495 1.540

425 157 84 28 167 92 248 1.201

Ruhr (4) Ruhr (4) Ruhr (4) Ruhr (4) Nynäs (5) Nynäs (5) Nynäs (5) Nynäs (5)

50 19 13 12 50 50 50 25

230 240 260 312 29 11 9 18 1.109 4.287

115 45 33 37 15 5 4 5 259 3.098

Arrendado en 1994. El contrato de arrendamiento termina en el año 2019. Una empresa mixta con ExxonMobil. Una empresa mixta con Hess. Una empresa mixta con Deutsche BP. Una empresa mixta con Neste Oil.

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b) Balance de Refinación La siguiente tabla muestra la capacidad de refinación combinada, aportes de PDVSA (provenientes de de producción propia y compras a terceros) y la tasa de producción y compra para los últimos tres años, finalizado el 31 de diciembre de 2006. Tabla 12 – Producción de Refinación

Capacidad Total de Refinación Participación neta de PDVSA

2006 MBD 4.287 3.098

2005 MBD 4.552 3.207

2004 MBD 4.447 3.102

Alimentación a Refinación (1) Crudo - Suministrado por PDVSA (2) Liviano Mediano Pesado Subtotal Crudo - Suministrado por Terceros Liviano Mediano Pesado Subtotal Otros Insumos Suministrados por PDVSA Suministrados por Terceros Subtotal Alimentación Total a Refinación (3) Suministrado por PDVSA Suministrado por Terceros Alimentación Total a Refinación Factor de Utilización (4)

2.013 69% 887 31% 2.900 100% 85%

1.988 70% 860 30% 2.848 100% 81%

2.151 75% 703 25% 2.854 100% 83%

Productos Obtenidos (5) Gasolinas / Naftas Destilados Residual de bajo Azufre Residual de alto Azufre Asfalto / Coque Lubricantes Petroquímicos Otros Total Producido Consumo, ganancias/pérdidas Total Producido

960 985 69 246 132 18 87 449 2.947 -47 2.900

955 934 62 247 118 17 85 497 2.915 -67 2.848

960 942 60 212 147 14 88 500 2.923 -69 2.854

466 607 776 1.849

16% 21% 27% 64%

456 595 782 1.833

16% 21% 28% 65%

350 678 932 1.960

12% 24% 33% 69%

449 108 242 798

15% 4% 8% 27%

396 151 230 777

14% 5% 8% 27%

378 86 136 600

13% 3% 5% 21%

164 88 253

6% 3% 9%

155 84 239

5% 3% 8%

191 103 294

7% 3% 10%

33% 34% 2% 8% 5% 1% 3% 15% 102% -2% 100%

34% 33% 2% 9% 4% 1% 3% 17% 102% -2% 100%

34% 33% 2% 7% 5% 0% 3% 17% 102% -2% 100%

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(1) El crudo producido por PDVSA aportó 69%, 69% y 75% de los requerimientos totales de crudo e insumos de las refinerías en las que posee participación para los años 2006, 2005 y 2004, respectivamente. (2) Incluye suministros de entidades que no están sujetas a nuestro control. (3) Contabiliza la participación de PDVSA en crudo y otros insumos. (4) Cociente entre el crudo total para refinación y, la participación de PDVSA en capacidad de refinación. (5) La participación de PDVSA en la gama de productos.

En el año 2006, PDVSA cubrió todos los requerimientos de crudo de las refinerías venezolanas por aproximadamente 1.022 MBD. Suministró 205 MBD de crudo a la refinería arrendada en Curazao y se suministraron un total de 1.420 MBD de crudo a refinerías propiedad de sus filiales internacionales o, en las cuales posee participación (los insumos a procesos de las refinerías toman en consideración la participación de PDVSA en el crudo). De los volúmenes totales suministrados por PDVSA a sus filiales internacionales, 218 MBD fueron comprados por PDVSA en el mercado global y fueron suministrados a sus filiales europeas. Adicionalmente CITGO compró a PDVSA un total de 446 MBD de crudo para procesamiento en sus refinerías. c) Actividades Con el propósito de mantener la competitividad dentro de los mercados internacionales, PDVSA posee un plan de negocios que involucra la realización de grandes inversiones en Venezuela y en el exterior. Estas inversiones se efectúan para mejorar y adaptar nuestros sistemas de refinación para que cumplan con las regulaciones ambientales y con los requerimientos de calidad de productos locales e internacionales. El plan de negocios de refinación incluye proyectos orientados a la manufactura de gasolina y diesel a través de procesos de conversión profunda. Adicionalmente, en el Centro de Refinación Paraguaná (CRP) ubicado en el Estado Falcón, Venezuela, se está modificando la unidad de craqueo catalítico de la refinería de Cardón para aumentar la producción de gasolina. De igual forma PDVSA espera que para el año 2009, entre en operación una unidad de producción de gasolina de bajo contenido de azufre en la refinería de Amuay en el CRP. Actualmente, este proyecto se encuentra en la fase de ingeniería. Inclusive se está planificando aumentar la capacidad de refinación de crudos pesados; por lo tanto, se prevé la necesidad de expandir las plantas de coquificación retardada. En junio del 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la ingeniería básica para el proyecto de conversión profunda de la refinería de Puerto La Cruz, el cual está basado en la tecnología venezolana de conversión profunda HDHPLUS®. Este proyecto incrementará la capacidad de procesamiento de crudos pesados alcanzándose 170 MBD en el año 2011, y permitirá disponer a exportación los crudos livianos que se procesan actualmente. Además, esta refinería reducirá su producción de residual de 28% en el año 2005, a 10% en el año 2012. Para la Refinería El Palito también se está adelantando un proyecto de conversión profunda cuya ingeniería conceptual finalizó en el año 2006. La meta de este proyecto es aumentar la capacidad de refinación de crudo pesado en unos 70 MBD para el año 2012. El crudo mediano que se procesa hoy en día esta refinería será liberado para su procesamiento en la nueva refinería Batalla de Santa Inés, cuyas operaciones se iniciarán en el año 2011. A través de este proyecto de conversión profunda la Refinería El Palito eliminará, por completo, la producción de residual. PDVSA también aprobó la construcción de cuatro nuevas refinerías en su plan de negocios del periodo 2007-2012: Cabruta, Batalla de Santa Inés, Zulia y Caripito. La refinería de Cabruta procesará 400 MBD de crudo pesado proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco Petrolífera del Orinoco, y estará basada en un esquema de conversión profunda. Esta refinería estará ubicada en Cabruta, en la parte sur del Estado Guárico en Venezuela y, según la planificación, producirá gasolina y destilados para exportación en el año 2011. La nueva refinería Batalla de Santa Inés, la cual se ubicará en el Estado Barinas, procesará 50 MBD de crudo liviano y está orientada a satisfacer las demandas del mercado local a partir de 2011. La refinería del Zulia procesará 50 MBD y estará localizada en el Estado Zulia, la refinería de Caripito, que será construida en el Estado Monagas en Venezuela, procesará 50 MBD de crudo pesado y se

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diseñará para la producción de asfalto, para el consumo en el mercado interno. Estas cuatro nuevas refinerías se encuentran actualmente en la etapa de visualización de ingeniería. c-1)

Venezuela y el Caribe

Las refinerías en Venezuela están localizadas en Amuay-Cardón (CRP), Puerto La Cruz, El Palito, Bajo Grande y San Roque, con capacidades de refinación de 635-305 MBD, 203 MBD, 140 MBD, 15 MBD y 5 MBD, respectivamente. PDVSA también opera la Refinería Isla en Curazao, la cual es arrendada por PDVSA al gobierno de las Antillas Holandesas bajo un contrato a largo plazo. El contrato de arrendamiento expira en el año 2019. En estas refinerías se produce gasolina reformulada y destilados para cumplir con los requerimientos de EE.UU. y otros mercados internacionales. Bajo el acuerdo de PETROCARIBE, PDVSA también aprobó la reactivación de la Refinería de Cienfuegos, en Cuba, para procesar 70 MBD de crudo mediano venezolano. Se estima que las operaciones de la refinería comenzarán a finales del año 2007 y que cumplirá con las demandas locales de productos refinados. Adicionalmente, se está adelantando la fase de ingeniería básica para la expansión de la Refinería Kingston en Jamaica, para procesar hasta 50 MBD en el año 2009 en un esquema de conversión media. PDVSA compartirá 49% de la inversión asociada a los proyectos de ambas refinerías y suministrará el crudo necesario. c-2)

Norteamérica

A través de CITGO, filial totalmente poseída por PDV América (esta última filial de PDV Holding), PDVSA produce combustibles livianos y base petroquímicos, principalmente a través de las refinerías Lake Charles en Louisiana; Corpus Christi en Texas y, Lemont en Illinois. Las operaciones de refinación para producción de asfalto se llevan a cabo en las refinerías Paulsboro en New Jersey, y Savannah en Georgia. El suplidor más grande de crudo que tiene CITGO es PDVSA. CITGO ha establecido acuerdos de suministro de crudo a largo plazo con PDVSA en lo concerniente a los requerimientos de crudo de sus refinerías Lake Charles, Corpus Christi, Paulsboro y Savannah. Estos acuerdos establecen que PDVSA debe suministrar a CITGO ciertos volúmenes mínimos de crudo y otras materias primas, generalmente por un período de tiempo entre 20 y 25 años. Estos acuerdos de suministro de crudo estipulan que, por razones de fuerza mayor y bajo circunstancias específicas, PDVSA puede reducir la cantidad de crudo y materias primas que suministra según los acuerdos. La refinería de Lake Charles es capaz de procesar grandes cantidades de crudo pesado y de transformarlos en una variedad de productos refinados, incluyendo cantidades significativas de gasolina sin plomo de alto octanaje y gasolina reformulada. Durante el año 2004, la capacidad de refinación era de 320 MBD. En febrero de 2005 se completó e inició operaciones un proyecto para aumentar la capacidad de destilación de crudo en 105 MBD, convirtiendo a esta refinería en la cuarta más grande en los EE.UU. con una capacidad total de refinación de 425 MBD. Los productos petroquímicos más importantes de la refinería de Lake Charles son propileno, benceno y mezcla de xilenos. Sus productos industriales incluyen azufre, combustibles residuales y coque de petróleo. Esta refinería posee uno de los más altos niveles de capacidad para producción de productos de alto valor agregado en los Estados Unidos de América, con una capacidad de flujo múltiple que le permite continuar operando aún cuando una o más unidades se encuentren fuera de operación. Esta refinería tiene una Tasa de Complejidad de Proceso Solomon de 18,2 (comparado con un promedio de 14,0 para las refinerías de los EE.UU. según la encuesta más reciente disponible de Solomon Associates, Inc.). La Tasa de Complejidad de Proceso Solomon es una medida industrial que cuantifica la capacidad de la refinería para elaborar productos de alto valor. Una Tasa alta de Complejidad de Proceso Solomon indica una capacidad mayor de producir estos productos. El 19 de junio de 2006, la refinería de Lake Charles experimentó un incidente ambiental debido a fuertes precipitaciones en el área. La lluvia excedió la capacidad de los tanques y sistemas de tratamiento de aguas residuales desbordándose hacia el Río Calcasieu y el canal de barcos.

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Los esfuerzos de respuesta de emergencia culminaron el 5 de julio del año 2006, y aún continúan las actividades de limpieza. CITGO cuenta con seguro con cobertura para estos tipos de acontecimientos; por lo tanto, consignó a sus corredores de seguros una notificación de las pérdidas ocasionadas por los incidentes, incluyendo demandas de terceros. Aún no se han determinado en su totalidad los costos de limpieza y reclamos relacionados al incidente, pero se espera que una porción sustancial del costo sea cubierta por las aseguradoras. La Refinería Corpus Christi de CITGO en Texas, tiene una capacidad de 157 MBD y una tecnología de procesamiento que le permite producir gasolina de grados que superan a la mayoría de sus competidores en los EE.UU. y reducir los niveles de azufre en los productos de petróleo refinados. Esta refinería tiene una Tasa de Complejidad de Proceso Solomon de 16,5. Los productos petroquímicos principales de la refinería de Corpus Christi incluyen cumeno, ciclohexano y aromáticos (incluyendo benceno, tolueno y xileno). La Refinería Lemont transforma crudo pesado en una amplia gama de productos refinados. Esta refinería tiene una capacidad de refinación de 167 MBD y una Tasa de Complejidad de Proceso Solomon de 11,7. Lemont es una de las refinerías de más reciente construcción en Estados Unidos de América; incluye una instalación de conversión profunda de alta flexibilidad que produce principalmente, gasolina, diesel, combustible para aviones y, petroquímicos. Las Refinerías Paulsboro en New Jersey y Savannah en Georgia, son especializadas en producción de asfalto; también cuentan con instalaciones para procesar crudo liviano de bajo contenido de azufre, si las condiciones son favorables. A través de Lyondell-CITGO (LCR), una empresa mixta en la cual PDVSA poseía 41,25% y Lyondell 58,75%, PDVSA tenía una participación de 109 de los 265 MBD de la capacidad total de refinación de una refinería ubicada en Houston, Texas. PDVSA le suple a esta refinería, bajo un acuerdo de suministro de crudo a largo plazo, cantidades considerables del crudo que procesa. A través de dicho acuerdo, en el año 2004 LCR le compró a PDVSA aproximadamente $2,6 miles de millones de crudo y materias primas a precios de mercado. En cuanto a productos, CITGO compra prácticamente toda la gasolina, diesel y combustible para aviones que produce esta refinería, también bajo un contrato a largo plazo. El 16 de agosto del año 2006, CITGO vendió su participación de 41,25%, en LYONDELLCITGO, la cual se hizo efectiva al 31 de julio del año 2006. Como producto de la venta, CITGO recibió aproximadamente $1.774 millones en efectivo. Al momento de la venta, CITGO también recibió una nota de cuenta por cobrar de parte de LYONDELL-CITGO por la cantidad de $35 millones más $4 millones por los intereses correspondientes. Actualmente, PDVSA y Lyondell poseen un nuevo acuerdo de suministro de crudo con un término inicial de agosto 2006 a julio 2011. A través de la Refinería Chalmette, una empresa mixta de participaciones iguales entre PDVSA y ExxonMobil, PDVSA tiene una participación en capacidad de refinación de 92 MBD en una refinería localizada en Chalmette, Louisiana. La Refinería Chalmette procesa crudo extrapesado mejorado producido por la empresa mixta Cerro Negro. PDVSA (a través de PDV Chalmette) tiene la opción de comprar hasta 50% de los productos refinados producidos en la Refinería Chalmette. Durante el año 2006, las inversiones realizadas fueron con el propósito de poner al día la refinería para cumplir con las regulaciones ambientales actuales. Esto incluye el programa de Bajo Contenido de Azufre para producir Diesel de contenido de Azufre Ultra Bajo (programado a comenzar para el primer trimestre de 2008) y Gasolina de Bajo Contenido de Azufre (actualmente en operación). Recordemos que la refinería fue afectada en el 2005 por el huracán Katrina y que su recuperación fue excepcional (sólo 2 meses y medio de pérdida de utilización). PDV Holding y ConocoPhillips poseen una unidad de coquificación retardada de 58 MBD y una unidad de destilación de crudo al vacío de 110 MBD, integradas dentro de una refinería existente propiedad de ConocoPhillips en Sweeny, Texas. En esta instalación cada parte posee 50% de participación. ConocoPhillips, ha entrado en acuerdos de suministro de crudo a largo plazo con PDVSA para abastecer a la Refinería Sweeny con crudo pesado ácido. Los ingresos

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de la Empresa Mixta Sweeny consistirán en los honorarios pagados por ConocoPhillips a la Empresa Mixta bajo el acuerdo de procesamiento, más cualquier ingreso proveniente de la venta de coque a terceras partes. PDVSA posee 50% de la Refinería Hovensa en las Islas Vírgenes de los EE.UU., que era anteriormente propiedad de Hess Oil Virgin Islands Corporation, con una capacidad actual de refinación de aproximadamente 495 MBD. La empresa mixta ha firmado contratos de suministro a largo plazo con PDVSA hasta por 60% de sus requerimientos de crudo. Durante el 2002, Hovensa completó la construcción de una unidad de coquificación retardada e instalaciones relacionadas que había estado construyendo a propósito de la formación de la Empresa Mixta. Hovensa también ha estado invirtiendo en un Programa de Bajo Contenido de Azufre para cumplir con las regulaciones ambientales existentes. Este programa incluye una unidad de Diesel de contenido de Azufre Ultra Bajo (actualmente en operación) y Gasolina de Contenido de Azufre Bajo (programado para comenzar en el año 2007). c-3)

Europa

A través de ROG, una empresa mixta propiedad 50% de PDVSA y 50% de Deutsche BP, se tiene una participación patrimonial en cuatro refinerías de Alemania (Gelsenkirchen, Neustadt, Karlsruhe y Schwedt), la capacidad de refinación de crudo de PDVSA para el 31 de diciembre de 2006, fue de 115 MBD, 33 MBD, 37 MBD y 45 MBD, respectivamente. ROG también posee dos complejos petroquímicos (Gelsenkirchen and Münchmünster.) El complejo Gelsenkirchen incluye unidades modernas a gran escala que están integradas con las refinerías localizadas en el mismo complejo y produce, principalmente, olefinas, productos aromáticos, amoníaco y metanol. El complejo Münchmünster, integrado con la refinería cercana de Bayernoil, produce principalente olefinas. Los complejos petroquímicos de ROG tienen una capacidad de producción promedio de aproximadamente 3,8 millones de toneladas métricas de olefinas por año, productos aromáticos, metanol, amoníaco y varios otros productos petroquímicos. A través de Nynäs, empresa mixta propiedad en 50,001 % de PDV Europa y, 49,999% de Neste Oil, se tiene una participación en tres refinerías especializadas: Nynäshamn y Gothenburg, en Suecia, y Dundee en Escocia. La capacidad de refinación de crudo de PDVSA en cada una de esas refinerías para el 31 de diciembre de 2006 fue de 15 MBD, 5 MBD y 4 MBD, respectivamente. Las refinerías Nynäs están diseñadas, especialmente, para procesar crudo pesado ácido. Nynäs también posee 25% de participación en una refinería en Eastham, Inglaterra, especializada en la producción de asfalto. La participación de PDVSA en la capacidad de refinación de crudo de esta refinería para el 31 de diciembre de 2006 fue de 5 MBD. Las Refinería Nynäs en Nynäshamn producen asfalto y aceites especiales de bases nafténicas. En Dundee, Gothenberg y Eastham son especializadas en producción de asfalto. Nynäs compra crudo de PDVSA y produce asfalto y aceites especiales de bases nafténicas. Es importante destacar que las proporciones de componentes nafténicos, parafínicos y aromáticos del crudo pesado ácido venezolano lo convierte en una materia prima particularmente apropiada para ambos productos. Los productos de asfalto se utilizan para la construcción de carreteras y en varios propósitos industriales. Por su parte, los aceites especiales de bases nafténicas se utilizan, principalmente, en transformadores eléctricos, como aceites para procesos mecánicos y en industrias de goma y tintas para impresión. c-4)

América del Sur

PDVSA firmó una carta de intención para suministrar crudo pesado a una nueva refinería localizada en Pernambuco, Brasil. Esta refinería se está diseñando bajo un esquema de conversión profunda y, procesará 200 MBD de crudo pesado proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco de Venezuela (50%) y crudo brasileño Marlim (50%). Se espera que sus operaciones arranquen en el año 2011, cumpliendo con la demanda brasileña de productos refinados.

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4. Comercio y Suministro En 2006, PDVSA exportó 1.917 MBD de crudo y 698 MBD de productos refinados producidos en Venezuela, lo que representó un total de exportación propia de 2.615 MBD. De las exportaciones totales de crudo en 2006, 986 MBD (51%) fue exportado a los Estados Unidos de America y Canadá; 191 MBD (10%) a Europa; 612 MBD (32%) al Caribe y América Central; y 128 MBD (7%) a América del Sur y otras localidades. Del total de productos refinados producidos en Venezuela, aproximadamente 548 MBD fueron usados en el mercado interno y 698 MBD fueron exportados. De las exportaciones totales de productos refinados en 2006, 267 MBD (39%) se vendieron a los Estados Unidos América y Canadá; 163 MBD (23%) al Caribe y América Central y 268 MBD (38%) a América del Sur y otras localidades. La siguiente tabla muestra la composición y los precios promedio de las exportaciones en el período comprendido entre 2002 y 2006: Tabla 13 – Volúmenes de Exportación de PDVSA (1 ) por tipo de hidrocarburos Período 2002 hasta 2006. 2006 MBD Liviano Mediano Pesado y Extrapesado (2) Crudo (3) Productos Refinados Gasolinas/Nafta Destilados Residual Líquidos de gas natural Otros Sub-total productos

%

2005 MBD

%

2004 MBD

%

2003 MBD

%

2002 MBD

%

634 33% 255 13% 1.028 54% 1.917 100%

689 37% 248 13% 939 50% 1.876 100%

624 35% 298 17% 945 48% 1.867 100%

657 40% 299 18% 817 42% 1773 100%

672 38% 360 20% 867 42% 1.899 100%

95 14% 140 20% 182 26% 74 10% 207 30% 698 100%

87 12% 162 22% 189 26% 56 10% 242 30% 736 100%

103 16% 178 27% 185 28% 49 7% 145 22% 660 100%

108 22% 167 33% 134 27% 51 10% 42 8% 502 100%

137 21% 231 36% 149 23% 56 9% 74 11% 647 100%

Total Exportaciones Propia

2.615

2.612

2.527

2.275

2.546

Liviano Mediano, Pesado y Extrapesado Crudo Productos Refinados Precio Promedio $/Bl)

61,08

50,98

36.57

27.16

23.46

52,05 55,20 55,23 55,21

41,68 45,32 48,51 46,15

29,86 32,22 34,66 32,88

22.56 24.35 26.53 24.89

20.24 21.19 24.23 21.94

(1) No incluye Alícuota de terceros en la Faja Petrolífera del Orinoco (360 MBD, 381 MBD, 307 MBD, 243 MBD, 181 MBD) en 2006, 2005, 2004, 2003 y 2002 respectivamente. (2) Incluye ventas de Bitor por 43 MBD, 86 MBD, 53 MBD, 89 MBD, 95 MBD para los años 2006, 2005, 2004, 2003,2002 respectivamente. Incluye ventas correspondientes a la participación patrimonial de Petrozuata por 51 MBD, 45 MBD, 40 MBD, 36 MBD, 40 MBD para los años 2006, 2005, 2004, 2003,2002 respectivamente. (3) Incluye la venta de petróleo a filiales y refinerías afiliadas (incluyendo a la Refinería Isla en Curazao) de 1.221 MBD, 1.156 MBD, 1.158 MBD 1.117 MBD, 1.099 MBD en los años 2006, 2005, 2004, 2003 y, 2002, respectivamente.

56

La siguiente tabla muestra la distribución geográfica de los destinos de las exportaciones por tipo de petróleo, identificando las ventas a las filiales y a terceras partes durante el período de cinco años que terminó el 31 de diciembre del año 2006: Tabla 14 – Total de Volúmenes Exportados de Crudo y Productos por área geográfica de PDVSA

2006 MBD 1.917 986 638 348

% 100% 51% 33% 18%

2005 MBD 1.876 1032 671 361

% 100% 55% 36% 19%

2004 MBD 1.867 1064 696 368

% 100% 57% 37% 20%

2003 MBD 1.773 959 579 380

% 100% 54% 33% 21%

2002 MBD 1.899 1093 678 415

% 100% 58% 36% 22%

Europa Filiales Terceros

191 20 171

10% 1% 9%

110 85 25

6% 5% 1%

64 56 8

3% 3% 0%

88 65 23

5% 4% 1%

134 61 73

7% 3% 4%

Caribe y Centro América Filiales Terceros

612 280 332

32% 15% 17%

598 288 310

32% 15% 17%

645 406 239

35% 22% 13%

572 473 99

32% 27% 6%

500 26% 360 19% 140 7%

128 0 128 1.917

7% 0% 7% 100%

136 0 136 1.876

7% 0% 7% 100%

94 0 94 1.867

5% 0% 5% 100%

154 0 154 1.773

9% 0% 9% 100%

172 9% 0 0% 172 9% 1.899 100%

2006 MBD

%

2005 MBD

%

2004 MBD

%

2003 MBD

%

2002 MBD

Crudo por Área Estados Unidos y Canadá Filiales Terceros

Sur América y Otros Filiales Terceros Total Exportaciones

Crudo y Productos Refinados Crudo Liviano Estados Unidos y Canadá Otros Sub Total Liviano Mediano, Pesado y Extrapesado Estados Unidos y Canadá Otros Sub Total Mediano, Pesado y Extrapesado Total Crudo Productos Refinados Estados Unidos y Canadá Otros Sub Total Productos Refinados Total Exportación de Crudo y Productos

%

91 543 634

5% 28% 33%

253 436 689

13% 23% 36%

276 388 664

15% 21% 36%

309 384 693

17% 22% 39%

296 16% 416 21% 712 37%

895 388

47% 20%

856 331

46% 18%

788 415

42% 22%

651 429

37% 24%

797 42% 390 21%

1.283 1.917

67% 100%

1.187 1.876

64% 100%

1.203 1.867

64% 100%

1.080 1.773

61% 100%

1.187 63% 1.899 99%

267 431 698

38% 62% 100%

305 431 736

41% 59% 100%

277 383 660

42% 58% 100%

260 242 502

52% 48% 100%

216 33% 431 67% 647 100%

2.615

2.612

2.527

2.275

2.546

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La siguiente tabla muestra los volúmenes consolidados de ventas de crudo y productos refinados para el período comprendido entre los años 2002 y 2006. Tabla 15 – Volúmenes Consolidados de Ventas en el exterior y exportaciones de PDVSA

Crudo Productos Refinados Total

2006 MBD 1.417 2.545 3.962

Precio Promedio ($/B)

66,92

% 36% 64% 100%

2005 MBD 1.269 2.628 3.897 57,02

% 33% 67% 100%

2004 MBD 1.159 2.648 3.807 42,11

% 30% 70% 100%

2003 MBD % 1.413 37% 2.371 63% 3.784 100%

2002 MBD % 1.782 41% 2.583 59% 4.365 100%

32,08

26,56

a) Mercado en Norteamérica a-1)

Ventas de Crudo a sus Afiliadas

PDVSA suministra crudo y productos a sus afiliadas, de refinación en los Estados Unidos de América, producido por ella o adquiridas en el mercado internacional. Algunas de estas afiliadas, han establecido contratos de suministro a largo plazo (20 a 25 años) con PDVSA. Estos contratos incorporan fórmulas de precios ajustadas mensualmente, las cuales se basan en los valores de mercado de crudos marcadores en la región del Golfo. Debido a que la gama de productos refinados no reflejan, necesariamente, los costos y rendimientos verdaderos en cualquier período, el margen real de refinación ganado por el comprador bajo varios contratos variará dependiendo, entre otras cosas, de la eficiencia con la cual el comprador conduce sus operaciones durante el período. Ciertos contratos son diseñados para reducir la volatilidad de las ganancias inherente a las operaciones de refinación y mercadeo de sus filiales internacionales de refinación. Otros contratos de suministro entre PDVSA y sus filiales en los EE.UU. nos proporcionan la oportunidad para la venta de petróleo a precios de mercado. a-2)

Ventas de Crudo a Terceros

Las ventas de exportación de petróleo a terceros en los Estados Unidos de América son realizadas a precios de mercado según lo acordado en las condiciones y términos generales establecidos y, valorados en dólares. Entre los clientes que posee PDVSA se encuentran compañías petroleras grandes y medianas. a-3)

Ventas de Productos Refinados

Las ventas al detal que efectúa PDVSA en los Estados Unidos de América, se realizan a través de CITGO filial de PDVSA. Los principales productos de CITGO son combustibles livianos, productos industriales y petroquímicos, asfalto, lubricantes y ceras. CITGO vende combustibles para aviones a las aerolíneas, comercializa gasoil y combustible para calefacción al mayor a los distribuidores y petroquímicos, a una variedad de manufactureros de los EE.UU. incluyendo azufre, lubricantes, gas licuado de petróleo y coque. También vende asfalto a contratistas independientes para la construcción y repavimentación de carreteras, y una gran variedad de lubricantes y productos de cera. Compras de Petróleo y Productos Refinados. CITGO no posee reservas petroleras ni instalaciones de producción de crudo; por lo tanto debe comprar petróleo y materias primas para las operaciones de su refinería. A pesar de que PDVSA es el mayor proveedor de crudo de CITGO, ésta también compra petróleo en el mercado.

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Debido a la alta demanda de los distribuidores de su marca, CITGO compra productos de petróleo refinados a otras refinerías de PDVSA, incluyendo las refinerías de Chalmette y Hovensa, de acuerdo con los contratos a largo plazo. b) Mercado en Europa PDVSA suministra petróleo a sus filiales europeas según lo establecido en varios acuerdos de suministro. Las refinerías de ROG reciben de PDVSA 50% del petróleo procesado en sus refinerías. Deutsche BP aporta 50%, según lo establecido en un acuerdo de suministro a largo plazo. Nynäs compra petróleo de PDVSA y produce asfalto y aceites especiales nafténicos los cuales mercadea a través de una extensa red en varios países de Europa. Para la fabricación de estas dos familias de productos el petróleo pesado venezolano es particularmente indicado debido a su alto contenido de componentes nafténicos, parafínicos y aromáticos. c) Mercado en América Latina y el Caribe PDVSA ha fortalecido la unión latinoamericana dentro del ámbito de la iniciativa Petroamérica, la cual es promovida por el Estado Venezolano. Esta iniciativa propone el establecimiento de mecanismos de cooperación e integración y la utilización de los recursos y potencialidades de América Latina y el Caribe, con la finalidad fin de dar soporte al mejoramiento socioeconómico de sus poblaciones. En América del Sur, PDVSA ha fortalecido las relaciones comerciales con Argentina, Brasil, Uruguay, Paraguay, Ecuador y Bolivia, a través de memoranda de entendimiento y acuerdos comerciales entre empresas petroleras estatales. Al Caribe y a América Central, PDVSA suministra petróleo y productos refinados bajo términos especiales, a través del Acuerdo San José, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas, el Acuerdo Integral de Cooperación y, el Acuerdo de Cooperación Energética de Petrocaribe. d) Mercado en Venezuela La siguiente tabla muestra nuestras ventas de productos de petróleo refinados y de gas natural en el mercado interno: Tabla 16 – Ventas de PDVSA en Venezuela Período 2002 - 2006

Productos Refinados: GLP Gasolina Diesel Otros Gas Natural (MBD equivalentes) Total hidrocarburos (MBD equivalentes) Gas Natural (MMPCD) Precio Productos Refinados ($/Bl) Gas Natural ($/MPC)

2006 MBD 548 83 257 133 75

2005 MBD 506 78 240 121 67

2004 MBD 485 69 232 115 69

2003 MBD 432 58 209 98 67

2002 MBD 420 59 207 91 63

431 979

392 898

354 839

302 734

324 744

2.632

2.394

2.055

1.751

1.879

7,07 0,54

6,97 0,54

7,44 0,74

6,61 0,61

6,73 0,71

PDVSA, a través de su filial DELTAVEN, comercializa y distribuye gasolina y otros productos refinados, al detal, en el mercado local bajo la marca comercial PDV. DELTAVEN también

59

promociona el desarrollo de la infraestructura y servicios comerciales para clientes al detal con la participación del sector privado. Desde finales del año 2001, seis participantes privados domésticos: Grupo Trébol, Llanopetrol, Corporación Petrolera, Petrocanarias, BataPetrol y la Corporación Combustible Monagas, y tres (3) participantes privados internacionales: ChevronTexaco, ExxonMobil y British Petroleum, han comercializado sus productos en Venezuela. Estas compañías mercadean sus marcas a través de 863 distribuidores al detal de su propiedad o bajo su operación y tienen una participación de mercado en el sector de gasolina y diesel de 44% comparado con la participación de DELTAVEN de 56%.

5. Gas De acuerdo con un estudio comparativo publicado por Petroleum Intelligence Weekly el 18 de diciembre de 2006, PDVSA es la sexta empresa del mundo con reservas estimadas de gas. Estas reservas fueron estimadas a finales del año 2006, en 239.985 MMMPC. El total de ventas de gas metano al mercado venezolano fue de 2.174,4 MMPCD para el año 2005 y 2.316,5 MMPCD para el año 2006.

6. Transporte/Buques y Tanqueros Para el 31 de diciembre de 2006, PDV Marina, empresa filial de PDVSA, poseía y operaba 21 tanqueros, incluyendo tanqueros para productos químicos, productos de petróleo medianos y livianos, asfalto, y gas, con una capacidad total de, aproximadamente, 1.348 miles de toneladas de peso muerto, con una edad promedio para el 31 de diciembre del año 2006 de aproximadamente 17 años. Se firmó acuerdo para la construcción de cuatro nuevos barcos en Astilleros Río Santiago (Argentina) y SAADRA (Irán). Durante 2005 el promedio de cargamentos de petróleo y productos refinados de petróleo alcanzó, aproximadamente, 486 MBD por los tanqueros propiedad de PDV Marina, en adición a los cargamentos realizados por los tanqueros fletados. Durante 2006 el promedio de cargamentos de petróleo y productos refinados de petróleo alcanzó aproximadamente 448 MBD, por los tanqueros propiedad de PDV Marina, en adición a los cargamentos realizados por 24 tanqueros fletados. Los barcos y los muelles de PDVSA lograron la certificación de Protección de Buques e Instalaciones Portuarias (PBIP) desde 2004 y, se ha mantenido actualizada. Estas certificaciones de los puertos están disponibles en Internet (http://www2.imo.org/ISPSCode).

7. Investigación y Desarrollo Las actividades de INTEVEP durante el año 2006 se enmarcaron dentro del Plan Siembra Petrolera, apoyando a la corporación en las áreas prioritarias de exploración y producción, refinación e industrialización, Costa Afuera y áreas tradicionales de crudos livianos y medianos. Se fortaleció la inversión social, el desarrollo endógeno y las empresas de producción social. En materia de formación de personal se implantó un programa acelerado de captación de profesionales de alto nivel ingresando 195 personas para impulsar el Plan Siembra Petrolera. Se ejecutaron 171.172 horas hombres (H/H) de adiestramiento a personal propio y, en apoyo a la formación del personal de la corporación, se dictaron cursos y talleres con un total de 5.800 H/H. Se graduaron 26 TSU en Procesos de Refinación de Petróleo a través del Convenio IUTVAL-INTEVEP. Se consignaron 17 solicitudes de patentes, 453 registros de marcas y 2 Copyright. Se obtuvieron 38 títulos de patentes, 198 certificados de marcas y, 2 registros de Copyright. Para apoyar los proyectos del Plan Siembra Petrolera, se aprobaron 17 normas PDVSA en el área de Ingeniería de Diseño y Seguridad Industrial e Higiene Ocupacional.

60

INTEVEP participó con 88 trabajos en congresos nacionales y 63 trabajos en eventos internacionales. Se obtuvieron 3 reconocimientos nacionales. El ingreso por regalías de productos tecnológicos propios fue de US$ 360 mil. En cuanto al desarrollo de la capacidad tecnológica nacional, apuntalando la soberanía, se completaron más de 27.280 H/H de soporte técnico a CVP en el proceso de cuantificación y certificación de reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. Se desarrolló metodología para evaluar esquemas de explotación que garantice el aumento del factor de recobro, preservando la integridad física y energética del yacimiento y el ambiente. Se prestó apoyo en la implantación en campo, de tecnologías de recuperación mejorada, manteniéndose las actividades de investigación estratégica en el área. Se puso en operación la unidad de hidrotratamiento de gasolina catalítica en la refinería de CITGO Corpus Christi, con capacidad de 34 MBD, utilizando la tecnología UOP/INTEVEP SelectFining. Se inició el diseño básico para aplicar HDHPLUS® en la Refinería de Puerto La Cruz (procesará 170 MBD de crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco Petrolífera del Orinoco en el año 2011) y se completó la ingeniería conceptual para la aplicación de esta tecnología en El Palito (50 MBD de crudo pesado). Asimismo INTEVEP participa en la visualización de: a) 4 refinerías que se construirán en el país: Batalla de Santa Inés de 50 MBD, Caripito de 50 MBD (Asfalto); Cabruta de 400 MBD; y Zulia de 50 MBD. b) Complejo Refinador Paraguaná para mejorar la sinergia entre las Refinerías de Amuay y Cardón; (c) Refinería La Teja en Uruguay; d) Refinería Cienfuegos en Cuba; e) Refinería Petrojam en Jamaica y, f) Refinería República Dominicana Se creó la Gerencia General de Petroquímica y Carboquímica para dar respuesta tecnológica a los requerimientos del negocio y a los proyectos de expansión en estas áreas. En los laboratorios de INTEVEP se realizaron 24.583 análisis especializados y se implementó el programa de intercomparación para asfalto que se incluyó por primera vez en el circuito exterior. Fue conformado Comité de Salud y Seguridad de INTEVEP, para cumplir con la LOPCYMAT. Se firmaron tres convenios con universidades nacionales (UCLA, LUZ, UNESR). Uno de ellos con la Universidad Internacional en Houston; dos con instituciones técnico científicos nacionales: IDEA, ICLAM; dos internacionales: CEINPET y Oil and Natural Gas Corporation Videsh Limited ONGC-VL. Se definieron 32 proyectos de Asistencias Técnica, 28 de Investigación y Desarrollo con institutos nacionales para una inversión aproximada de US$ 7 millones.

8. Ambiente y Seguridad a) Ambiente La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el extranjero, están sujetas a diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes. En los Estados Unidos de América y Europa, las operaciones están sujetas a una serie de leyes y reglamentos federales, estatales y locales que pueden exigir a las compañías tomar acciones para subsanar o aliviar los efectos de la desactivación temprana de planta o el derrame de contaminantes sobre el ambiente. PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2006, PDVSA continuó implantando su sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA®) en toda la

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Compañía, el cual estima completar en el año 2009. Este sistema se basa en estándares y prácticas internacionales como: ISO 9000 para el control de documentación; ISO 14001 para manejo ambiental; ISO 18000 y el British Standard BS8800 para salud ocupacional; y los lineamientos del American Petroleum Institute (API) para seguridad de los procesos. PDVSA ha invertido aproximadamente $41 millones e invertirá, adicionalmente, $5 millones para completar la implementación total del SIR-PDVSA. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de inversión para cumplir con los reglamentos ambientales en Venezuela, el cual contempla, aproximadamente $2.255 millones en desembolsos de capital entre los años 2004 al 2009 que incluyen lo siguiente: $1.150 millones para calidad de producto; $911 millones para control de riesgo en los sitios de operaciones; $162 millones para proyectos de cumplimiento ambiental; y $32 millones para otras inversiones relacionadas con el ambiente. CITGO estima gastos de aproximadamente $1.100 millones para proyectos que regulen los riesgos ambientales entre los años 2005 al 2009. Durante los años 2006 y 2005, PDVSA gastó en mejoras de capital y otros asuntos ambientales relacionados con sus operaciones $2 millones y $8 millones, respectivamente, en Venezuela; y $273 millones y $203millones, respectivamente, en CITGO. Adicionalmente, como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento y restauración ambiental de los pasivos ambientales de PDVSA y sus Filiales que se generaron hasta el 2004. Este plan tiene una duración de 12 años, a partir de su inicio en el año 2001 y contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudo fuera de especificación, materiales y desechos peligrosos, instalaciones, equipos abandonados y por desmantelar, áreas impactadas por la actividad petrolera y las fuentes radioactivas. Al 31 de diciembre de 2006, se han saneado 2.391 fosas de hidrocarburos de las 13.460 fosas existentes, quedando por sanear 11.069 fosas. Con base en el análisis de la información detallada disponible, PDVSA estimó los pasivos relacionados con el saneamiento y la restauración de pasivos ambientales y reconoció gastos en los resultados de los años 2006 y 2005 por $193 millones y $82 millones, respectivamente. Los saldos de las acumulaciones para asuntos ambientales, al 31 de diciembre de 2006 y 2005, son de $709 millones y $669 millones, respectivamente. CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte potencialmente responsable, conjuntamente con otras compañías, con respecto a las localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y, en algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados anteriormente. Es posible que existan condiciones que requieran de gastos adicionales en diversos lugares, incluyendo, pero no limitados, a los complejos operativos, estaciones de servicio y terminales de almacenamiento de petróleo crudo de PDVSA. La gerencia considera que estos asuntos, durante el curso normal de las operaciones, no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera, la liquidez o las operaciones consolidadas de PDVSA. b) Seguridad En 2006 PDVSA y sus Filiales invirtieron US$ 32 millones en seguridad para cumplir con el marco de regulaciones. Dentro de los planes operacionales para asegurar la salud de la gente y la integridad de sus instalaciones: • La actualización de siete (7) estándares técnicos de seguridad para cumplir con los términos de las nuevas regulaciones, tecnologías y prácticas mejoradas. • Desarrollo y provisión de programas de entrenamiento en seguridad a los contratistas, empleados y comunidades vecinas.

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• • • • •

• •

Guía y supervisión del personal de mantenimiento en estudios de confiabilidad de los equipos de seguridad. Evaluación de Programas de Análisis de Riesgos. Visualización y análisis de nuevas tendencias y tecnologías en materia de Seguridad. Alianzas con Universidades como la “Universidad Bolivariana de Venezuela” y la “Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada” – UNEFA. Sinergia institucional con diferentes organizaciones públicas y privadas como: FUNVISIS, INEA, FONDONORMA, ASOQUIM, Protección Civil, INTTT, y Ministerios (Ciencia y Tecnología, Ambiente, Infraestructura, Industrias Básicas y Minería y Labor, entre otros.) Inversiones en equipos de seguridad en varias Filiales de PDVSA. Con la finalidad de cumplir con la responsabilidad social de PDVSA, se desarrolló y dictó un programa educacional en Seguridad, Ambiente e Higiene Ocupacional a 11.000 personas pertenecientes a las cooperativas, Empresas de Producción Social (EPS), pequeña y mediana industria y a las comunidades de los Estados Monagas y Anzoátegui, al este del país, con una inversión de capital de US$1 millón.

9. Desarrollo Social Con base en la nueva responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y N° 311 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional. Durante el año 2006, PDVSA efectuó aportes para el desarrollo social del país, por 11 mil 993 millones de dólares, como se resume a continuación: •

4.072 millones de dólares a Programas Sociales: Misión Ribas, Misión Sucre, Misión Milagro, Misión Vuelvan Caras, Misión Guaicaipuro, Misión Barrio Adentro (fases I, II y III), Misión Identidad, Misión Mercal, Misión Ciencia, Plan de Vialidad, Aportes a Comunidades, Proyectos Agrícolas, Núcleos de Desarrollo Endógeno y, Proyectos de Infraestructura.

•

837 millones de dólares para Planes Especiales de Inversión: Vivienda y Hábitat (US$414 MM) y Fondo para Financiamiento de Proyectos Agrícolas (US$423 MM).

• 229 millones de dólares destinados al Fondo de Desarrollo Social del País (FONDESPA), cuyos recursos se destinaron a la ejecución de Proyectos de Energía Eléctrica, Vialidad, Transporte Público, Desarrollo Endógeno, Agroindustria y Mediana Empresa, Saneamiento Ambiental y Comunicaciones, Industrias Básicas, Banca Pública y Defensa Nacional y Salud. • 6.855 millones de dólares para el Fondo de Desarrollo Nacional (FONDEN), entidad creada por el Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela con la finalidad de ejecutar obras de infraestructura, entre las cuales se destaca el Hospital Cardiológico Infantil “Dr. Gilberto Rodríguez Ochoa”, las líneas 3 y 4 del Metro de Caracas, Metro de Los Teques, Maracaibo, Valencia, Trolebús Mérida, el Ferrocarril Caracas – Tuy Medio; así como diversas plantas y centrales de generación eléctrica que se construyen en distintas partes del país.

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A continuación se presenta un detalle de los aportes para el desarrollo social del país, efectuados por PDVSA durante los años 2001 al 2006:

Tabla 17- Resumen de Desembolsos Reales 2001-2006 Expresado en millones de dolares (US$MM)

2001 Misión Ribas Misión Mercal Misión Barrio Adentro I, II y III Misión Vuelvan Caras Misión Milagro Misión Guaicaipuro Misión Sucre Misión Identidad Misión Ciencia Misión Vivienda Misión Robinson I y II Núcleos de Desarrollo Endógeno Proyecto Etanol Obras Hidráulicas Ampliación Plan de Vialidad Convenio Integral Bolivia - Venezuela (YPFB) Desarrollo Sustentable Convenio Integral Argentina - Venezuela (CAMMESA) Convenio Integral Uruguay - Venezuela (AMCAP) Fondo Alba Caribe Aportes a Comunidades Revolución Energética Otras Aportes a Misiones y Programas Sociales FONDEN Aportes a Programas Sociales y FONDEN Planes de Inversión Social: Fideicomisos (CVP Fideicomiso Viviendas e Infraestructura Fideicomiso Agrícola FONDESPA Fideicomiso EPS Aportes en fideicomisos para Planes de Inversión Social

Total de Aportes de PDVSA al Desarrollo Social más FONDEN (1)

2002

MMUS$ 2004

2003

2005

2006

Total

34 34

14 14

32 34 3 72 12 96 249

320 146 275 172 113 44 133 13 1.216

371 303 309 220 125 11 668 1 55 153 113 5 228 2.562

280 280 1.592 234 230 9 47 27 28 5 63 186 150 40 677 178 46 4.072

1.003 729 2.210 626 125 11 784 45 230 9 72 102 153 27 141 5 63 186 150 40 875 178 383 8.147

-

-

-

-

1.525

6.855

8.380

34

14

249

1.216

4.087

10.927

16.527

-

-

300 300

500 600 2.000 3.100

500 600 2.000 100 3.200

414 423 229 1.066

1.714 1.623 4.229 100 7.666

34

14

549

4.316

7.287

11.993

24.193

(1) Los desembolsos por 24 mil 193 millones de dólares, aportados por PDVSA durante los seis años comprendidos entre 2001 y 2006, difieren ligeramente de los presentados como gastos en los estados financieros consolidados de PDVSA y sus filiales, debido a que, de conformidad con principios de contabilidad de aceptación general, algunos desembolsos son reconocidos como gastos en períodos distintos al del pago.

Aportes a las Misiones Sociales A continuación se comentan los objetivos e impactos de los aportes de PDVSA a las diferentes misiones adelantadas por el Gobierno Bolivariano de Venezuela: • Misión Ribas Contempla beneficiar a todas a aquellas personas que no han podido culminar el bachillerato. Los recursos asignados desde el año 2003 hasta diciembre de 2006 han sido por US$1.003 MM, recursos que se han traducido en el otorgamiento de 371.225 becas, formación de 58.333 facilitadores y 10.000 coordinadores; así como también el acondicionamiento de 8.000 espacios

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educativos. Hasta el 31 de diciembre de 2006, se habían incorporado 917.796 estudiantes, a nivel nacional. . • Misión Mercal A través de esta misión, PDVSA apoya el Plan de Seguridad Alimentaria a nivel nacional, a través de aportes a FUNDAPROAL, MERCAL Y LA CASA. Entre los años 2003 y 2006, se han otorgado US$729 MM para el acondicionamiento de 70 centros de acopio, remodelación de 170 módulos tipo, adquisición de 60 gandolas y 3 plantas empaquetadoras. La población beneficiada con estos aportes ha sido 15.334.005 venezolanos y venezolanas, en todo el territorio nacional. • Misiones Barrio Adentro I, II y III Misión Barrio Adentro I garantiza el acceso a los servicios de salud a través de la atención primaria. La Misión Barrio Adentro II contempla la recuperación de centros ambulatorios y construcción de clínicas populares y centro de desarrollo integral. La Misión Barrio Adentro III, se enfoca a la reformulación de módulos de asistencia, gestión y modernización de la infraestructura y equipamiento tecnológico de los hospitales públicos. El aporte otorgado en el período 2003 - 2006 ha sido de US$2.210 MM, lo que ha permitido la construcción de 1.000 módulos asistenciales, 21 consultorios populares, 48 consultorios, centros de rehabilitación integral, centros de alta tecnología, entre otros; además, la entrega de recursos financieros para gastos de funcionamiento del Hospital Cardiológico Infantil “Dr. Gilberto Rodríguez Ochoa”. • Misión Vuelvan Caras Los recursos aportados a esta misión están destinados a la capacitación de jóvenes y adultos en oficios de interés común y en la constitución de cooperativas; así como también para el pago de becas a lanceros, instructores y supervisores y para la dotación de materiales y maquinarias. Durante el período 2003 – 2006 se han aportado US$626 MM. Los lanceros certificados son 264.720, quienes han conformado 6.814 cooperativas, 130 núcleos de desarrollo endógeno, 2.567 facilitadores y 1.546 consultores; asimismo, se han otorgado 202.452 becas a personas sostén de hogar y 147.548 becas a personas no sostén de hogar. • Misión Milagro El aporte a esta misión, durante el período 2003 – 2006, ha sido de US$125 MM, cuyo objetivo es realizar operaciones quirúrgicas por patologías oftalmológicas de forma gratuita. Adicionalmente, se han acondicionado los aeropuertos “Simón Bolívar” (Rampa 4) y “José Antonio Anzoátegui”, con el fin de facilitar el traslado de los pacientes beneficiados. Esta misión ha permitido la realización de 13.090 intervenciones quirúrgicas, de las cuales 11.197 han sido practicadas a venezolanos. • Misión Sucre Garantiza el acceso a la educación universitaria a todos los bachilleres sin cupo; así como también proporciona infraestructura para la educación superior, entre éstas, la Universidad Bolivariana de Venezuela, Núcleo Maturín. Para lo anterior, el aporte a la fecha ha sido de US$784 MM, incorporando a 330.346 estudiantes. Adicional a estos aportes, PDVSA ha cedido infraestructura propia en el Área Metropolitana de Caracas, que sirve de sede a instituciones como la Universidad Bolivariana de Venezuela – UBV (Edificio Chaguaramos), a la Universidad Nacional Experimental de la Fuerza Armada – UNEFA (Edificio Chuao) y al Colegio Universitario de Caracas – CUC (Edificio Sucre).

65

• Misión Guaicapuro Su objetivo es restituir todos los derechos y elevar la calidad de vida de los pueblos y comunidades indígenas de Venezuela. Durante el período 2003 – 2006, PDVSA ha aportado US$11 MM a esta misión. • Misión Identidad Durante el período 2003 - diciembre 2006, el aporte entregado ha sido de US$ 45 MM, contribuyendo con el registro, control y otorgamiento de cédulas de identidad a más de cinco millones de personas. • Misiones Robinson I y II Destinadas, en su primera etapa, a la alfabetización de la población venezolana y en su segunda etapa, a culminar estudios de primaria (6° grado), logrando “Territorio Libre de Analfabetismo”, para lo cual se han destinado US$72 MM. • Otras Misiones PDVSA ha aportado recursos a la Misión Ciencia (US$230 MM) y a la Misión Vivienda (9MMUS$), apoyando a otros organismos del estado a cumplir con sus fines y propósitos. • Núcleos de Desarrollo Endógeno Durante el período 2003 – 2006, PDVSA ha asignado US$102 MM, para la conformación y consolidación de los siguientes Núcleos de Desarrollo Endógeno, permitiendo coadyuvar la creación de un nuevo tejido productivo y estructura social, fortaleciendo la sinergia interinstitucional, con proyectos sustentables: Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda PDVSA efectuó aportes y donó su sede al Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda, ubicado en la Antigua Planta de Llenado “Nueva Caracas”, en el oeste de Caracas. Durante 12 años esta planta estuvo inactiva por causas del aumento de la población a sus alrededores. A la fecha se han ejecutado 10 obras en este NUDE: •

Clínica Popular Fabricio Ojeda

•

Botica popular

•

Producción Textil

•

Producción de Calzado

•

Sector Agrícola

•

Súper Mercal

•

Farmacia Cooperativa

•

Canchas Deportivas

•

Plaza Comunitaria y Redoma

•

Módulo de Información

66

Desarrollo Endógeno para el Eje Boconcito - Puerto Nutrias, Estado Barinas. •

Se inició la ejecución de seis (6) Núcleos de Desarrollo Endógeno, fortaleciendo áreas de producción sustentable, hábitat y vivienda, alimentación, educación, organización comunitaria, salud, cultura y deporte, servicios, y ciencia/tecnología, elementos que en conjunto le dan viabilidad y sustentabilidad al proyecto.

•

También, se han iniciado los trabajos hacia la construcción de un conjunto de proyectos de apoyo al desarrollo integral del eje; entre los que se pueden mencionar la puesta en marcha de dos plantas móviles de asfalto, una planta de concreto y premezclado, una planta de agregados, dos aldeas universitarias, un acueducto, sistema de riego, mecanización agrícola, adecuación del aeropuerto de Sabaneta, una planta de llenado de GLP, un centro de acopio, una planta procesadora de alimentos, una planta procesadora de lácteos, una planta procesadora de pescado, una televisora, cuatro radios comunitarias y una imprenta.

Núcleo de Desarrollo Endógeno Petroquímico Durante el año 2006, PDVSA realizó aportes para proyectos de desarrollos endógenos, asociados a actividades industriales en el área de la petroquímica, ubicados en el Complejo Petroquímico de El Tablazo, Municipio Miranda, Estado Zulia, así como en la Zona Industrial de Guacara, Estado Carabobo. Se han adelantado los siguientes proyectos: • • •

Construcción del Campo Industrial Ana María Campos – CIAMCA (fábrica de jeringas). Fabricación de Casas de Plástico (Petrocasa). Escuela de Polímeros.

Núcleo de Desarrollo Endógeno Santa Inés PDVSA impulsa en este Núcleo de desarrollo endógeno ubicado en el Estado Barinas, tierra de Zamora, los siguientes aspectos en beneficio de la comunidad: •

La organización comunitaria ha sido la base para la integración de los santaineseños, quienes trabajan unidos en beneficio de todos a través de un esquema cooperativista. En el núcleo se constituyeron comités de salud; educación; tierras urbanas, donde se regularizó la tenencias de tierras; mesas técnicas de agua, se llevaron a cabo talleres de organización con los Consejos Comunales y cooperativas en diversas áreas.

•

En materia de educación, se implementaron los huertos escolares productivos, se reacondicionaron y dotaron las unidades educativas convirtiéndolas en Escuelas Bolivarianas, lo que incrementó la matrícula en 36%. Se llevó a cabo la construcción de la Aldea Universitaria; así como la instauración de un Infocentro y, el acondicionamiento del Multihogar.

•

La salud ha sido beneficiada a través de la rehabilitación y dotación del ambulatorio Rural de Santa Inés y la construcción de un Consultorio de Asistencia Médica Integral de la Misión Barrio Adentro I en el Sector Gallegos Paguey. Igualmente se llevaron a cabo Operativos Médicos y jornadas oftalmológicas con la Misión Milagro.

•

El Sistema productivo lo impulsa la Granja Integral Ezequiel Zamora, conformada por diversos componentes, entre ellos: el galpón avícola, la siembra de hortalizas, pasto de corte y, la cría de cachamas. El componente porcino, cuenta con una unidad de biodigestión para producción de biogas; lombricultivos para la producción de fertilizante

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orgánico; un programa de inseminación artificial para el incremento y mejoramiento del rebaño doble propósito; así como la puesta en funcionamiento de una quesera artesanal. •

La presencia de un Mercal, recientemente inaugurado, ayudará a los productores de la zona a comercializar los excedentes de su producción, lo que impactará positivamente la activación de una economía sustentable y sostenible en el Núcleo.

•

Se han fortalecido el deporte y la cultura mediante la creación de espacios para ambos, incluyendo la rehabilitación de instalaciones, dotándolos de insumos e implementos; así como también un periódico, “Santa Inés Avanza”, órgano divulgativo del núcleo.

•

El hábitat también ha sido atendido, reemplazando ranchos por casas dignas. En el caso del urbanismo Ezequiel Zamora recibió además asistencia en el área de electrificación y asfaltado.

•

En materia de servicios públicos se instaló un módulo de servicios PDV donde, en conjunto con la distribución de combustibles y lubricantes, se prestan servicios de reparación de mecánica ligera y suministros de repuestos automotrices y agrícolas. En el acueducto de la zona se instaló un sistema de cloración de agua; se dotó de contenedores y un camión recolector de basura y se instaló el sistema de recolección de aguas servidas; se estableció un convenio con la policía rural y la alcaldía de Zamora para apoyo en materia de seguridad. Adicionalmente, abrió sus puertas una oficina de Banfoandes, donde se están otorgando créditos inmediatos a los pequeños y medianos productores de la zona. Próximamente entrarán en funcionamiento una radio comunitaria y una posada turística.

•

La vialidad, se rehabilitó, a través de un convenio con el 6° cuerpo de Ingenieros del Ejercito, desde Santa Inés hasta la bifurcación de Santa Lucia. Incluye la nivelación de la calzada de rodamiento, recuperación y mejoramiento de las obras de drenaje de agua de lluvia y la colocación de la red de paradas. De esta manera PDVSA, crea un modelo de Núcleo de Desarrollo Endógeno, elevando la calidad de vida de los pobladores, a través de un sistema sostenible y sustentable, contribuyendo con el desarrollo, la economía social, y el rescate de valores y prácticas comunitarias.

Núcleo de Desarrollo Endógeno Campo de Carabobo Tiene como objetivo la rehabilitación paisajista de la zona monumental del Campo de Carabobo. Núcleo de Desarrollo Endógeno Madre Vieja Promueve las actividades socio-productivas de la Parroquia Sabaneta, Municipio Alberto Arvelo Torrealba del Estado Barinas, impulsando cultivos agrícolas. Otros Aportes y Apoyo a Comunidades • Proyecto Producción de Etanol Durante el año 2006, se entregaron recursos financieros a la Corporación Venezolana Agraria (CVA), por un monto de US$153 MM para ser utilizados en el proyecto de producción de alcohol con fines carburantes, a partir de la caña de azúcar, previendo cubrir la demanda de etanol de PDVSA hasta el año 2010, estimada en 20 mil barriles diarios.

68

• Plan de Vialidad Durante el período 2003 – 2006 PDVSA aportó recursos por US$141 MM, para los Proyectos de Infraestructura y Vialidad mediante la firma de diversos Convenios con Gobernaciones y Alcaldías, para la ejecución de las siguientes obras: •

Rehabilitación del tramo vial San Silvestre, San Rafael de Canagua; El Toreño - Santa Lucía y, el tramo ramal Santa Inés en el Estado Barinas.

•

Construcción de aceras en los Teatros de Operaciones 1 y 2 en la Dirección Sectorial de Servicios y en la División de Ingeniería del Ministerio de la Defensa.

•

Rehabilitación, pavimentación y reparación de vías y puentes en los Estados Cojedes y Barinas.

•

Reparación y mejora de carreteras en el Estado Bolívar.

•

Ampliación del terminal aéreo (Aeropuerto de Maiquetía), para el apoyo de las misiones.

•

Rehabilitación de 42 kilómetros de las vías Dos Caminos-Boro-Las Veritas-Iracurarigua, Municipio Torres y Municipio Morán, del Estado Lara.

•

Rehabilitación de la carretera troncal 17 Lara-Zulia.

•

Trabajos de mantenimiento y rehabilitación de 301 kilómetros de la TO19, en el Estado Apure.

•

Aporte al Plan de Vialidad 2005, para la ejecución de obras en los distintos estados y municipios en todo el territorio nacional. Recursos entregados a la Fundación Propatria, MINFRA.

• Aportes a Comunidades En el año 2006, PDVSA aportó US$875 MM, destinados a la atención de diferentes casos, según se especifica a continuación: Salud: 854 casos atendidos • • • • • •

Tratamiento de Quimioterapia y Radioterapia. Cirugías Cardíacas. Intervenciones Quirúrgicas Traumatológicas. Craneotomía. Transplantes de Médula Ósea. Implantes corcleares

Dotación de Materiales y Equipos: 217 casos atendidos • • •

Dotación de insumos Médicos Quirúrgicos. Dotación de Equipos Médicos de uso diario: muletas, sillas de ruedas, colchones antiescaras, félulas, entre otros. Dotación de Prótesis y Auxiliares Auditivos.

69

Apoyo Institucional: 76 casos atendidos • • •

Becas de Equinoterapia para niños con parálisis cerebral. Donaciones a Entes Gubernamentales y no Gubernamentales: Fundaciones y Asociaciones Civiles sin fines de lucro, Hospital Luis Razetti, y Escuelas Bolivarianas. Operativos para la entrega de lentes, medicinas y juguetes.

Adicionalmente, durante el año 2006 PDVSA aportó recursos financieros, y apoyó con recursos humanos y logísticos, para la realización de las siguientes obras de apoyo comunitario: • • • • • • • •

Acondicionamiento Hospital Modelo de Mariara, Estado Carabobo. Electrificación de comunidades en las zonas rurales de los Estados Barinas y Apure. Culminación del mercado de Guasdualito, Estado Apure. Aportes a la Asociación de Pescadores de Amuay, Estado Falcón. Proyecto Paseo Recreacional y Turístico Generalísimo Francisco de Miranda, Municipio Colina, Estado Falcón. Mejoras a la infraestructura de la Fundación del Niño del Estado Anzoátegui. Plan de Asfaltado, Estado Falcón. Apoyo al Núcleo de Desarrollo Endógeno Fabricio Ojeda, Municipio Libertador, Área Metropolitana.

Convenios Internacionales de Cooperación Hasta el 31 de diciembre de 2006, la República Bolivariana de Venezuela había suscrito convenios internacionales de cooperación con las Repúblicas de Argentina, Uruguay y Bolivia; así como también con países de la Región del Caribe a través del Fondo Alba Caribe. Dichos convenios buscan fortalecer los lazos históricos de amistad, solidaridad y devenir común de nuestros pueblos y al mismo tiempo promover y fomentar el progreso de las respectivas economías, en aras del desarrollo endógeno y de la integración de América Latina para el bienestar económico y social de los pueblos. Como contraprestación por las ventas de petróleo crudo y productos que realiza PDVSA a estos países, la República Bolivariana de Venezuela ha recibido bienes y servicios destinados a fortalecer las áreas de alimentación, salud, agrícola, ganadera, científica y eléctrica, entre otros. A continuación se mencionan algunos de los beneficios que ha obtenido la República Bolivariana de Venezuela como resultado de estos convenios: • • • • • • • • •

Suministros de equipos médicos (US$174MM). Suministros de equipos para modernización de la infraestructura de hospitales (25MMUS$). Suministros equipos eléctricos (sub-estaciones, transformadores de potencia, contadores de energía, entre otros,. US$44 MM). Adquisición de maquinaria agrícola (US$ 123 MM). Adquisición de 16.000 computadoras para escuelas bolivariana (US$ 12 MM). Suministro de viviendas industrializadas (US$ 155 MM). Programa de ganadería de altura (US$ 6 MM). Proyecto de desarrollo de soluciones tecnológicas (US$ 64 MM). Anestésico para la Misión Milagro (US$ 12 MM).

70

•

Aportes al FONDESPA

El Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA), se creó en el año 2004 para cumplir los principios de vinculación adecuada de los ingresos provenientes de hidrocarburos con la economía nacional, colocando recursos petroleros al servicio del país y con la finalidad de construir un nuevo modelo económico que deje atrás situaciones de desigualdad. A continuación se presenta un resumen de los aportes de PDVSA al Fondespa, durante los años 2004, 2005 y 2006 (expresado en millones de dólares): Años

Aportes Efectuados

Asignados por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

2004

2.000

2.000

464

-

2005

2.000

2.000

1.559

-

2006

229

229

1.421

-

4.229

4.229

3.444

81

Total

Estos recursos han sido asignados a proyectos en las siguientes áreas (expresado en millones de dólares):

Área de Proyecto Vialidad e Infraestructura

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

763

528

1.107

975

88

806

783

97

Desarrollo Endógeno Agroindustria y Mediana Empresa

586

549

94

Comunicaciones, Estudios y Ambiente

104

80

77

Desarrollo Agrícola Nacional

304

247

81

32

3

9 100

Transporte Público Energía Eléctrica

Industrias Básicas Banca Pública Defensa Nacional Integración y Unidad Regional Fondo Investigación y Desarrollo Garantía Nacional Total

69

50

50

248

-

50

50

100

179

179

100

4.229

3.444

-

81

71

A continuación se presenta un detalle de los proyectos en ejecución, con aportes del Fondespa, por cada área: (expresado en millones de dólares)

Proyectos de Vialidad e Infraestructura

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

Ente Ejecutor

Autopista Gran Mariscal de Ayacucho, Aragüita-Higuerote

225

179

80

INVITRAMI

Vialidad límite Edo. Cojedes: Dos Caminos-S.J. de los Morros

100

42

42

FONTUR

Autopista San Cristóbal-La Fría

73

32

44

IVT

Autopista Antonio José de Sucre. Cumaná-PLC

58

38

66

SAVES

Autopista Gran Mariscal de Ayacucho (Tramo T8)

52

52

100

COVINEA

Maquinarias y/o Equipos MINFRA

99

84

85

FONTUR

Autopista José Antonio Paéz

49

34

69 FUND-PROPAT

Principales Vías Agrícolas. Edo. Barinas

37

27

73

Vía Expresa San Cristóbal-Ureña

27

8

30

IVT

Par Vial Morón-Boca de Aroa-Tucacas

10

10

100

INVIALFA

Canal de Navegación del Río Orinoco (Central y Oriental)

29

22

75

4

-

-

763

528

69

Vía Encontrados-El Cruce Total

Proyectos de Transporte Público

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

INTRAVIAL

INC FONTUR

% de Ejecución

Ente Ejecutor

Línea Aérea CONVIASA

58

58

100

CONVIASA

Metro Maracaibo

50

48

96

METRO MCBO

Transporte Masivo de Barquisimeto

257

251

98

TRANSBARCA

Metro Los Teques

50

50

100

M. LOS TEQUES

Continuación Obra Lineal Sistema TORLEBUS Mérida

36

20

56

TROLMERIDA

Continuación Obras Ferrocarril Caracas Tuy Medio Etp.I-II

273

272

100

IAFE

Sistema Ferroviario Tramo Pto. Cabello-La Encrucijada

50

50

100

IAFE

Rehabilitación del Sistema Ferroviario C.O. Simón Bolívar

80

80

100

IAFE

Proyecto Ferroviario Tramo Chaguaramas-Las Mercedes

85

75

88

IAFE

Proyecto Ferroviario Tramo Turén-El Baúl

40

-

-

IAFE

120

68

57

IAFE

8

3

38

INC

1.107

975

88

Proyecto Ferroviario Tramo La Encrucijada-S.Fdo. de Apure Modificaciones y Modernización de la Draga Guayana Total

72

Proyectos de Energía Eléctrica

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

Ente Ejecutor

Planta de Ciclo Combinado Termozulia

194

193

99

Planta Termoeléctrica Ezequiel Zamora

140

124

89

CADAFE

Termoeléctrica Pedro Camejo

107

107

100

CADAFE

Planta de Generación Eléctrica Palavecino

55

54

98

ENELBAR

Central Hidroeléctrica Fabricio Ojeda (La Vueltosa)

40

40

100

CADAFE

245

241

98

CADAFE

19

18

6

6

100

806

783

97

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

Obras en el área de trasmisión y distribución energía Proyectos Comunales Mesas de Energía Central Hidroeléctrica Masparro Total

Proyectos Desarrollo Endógeno, Agroindustrial y Mediana Empresa Desarrollo Endógeno Patria Bolivariana Fondo de Desarrollo Metalmecánico y Agroindustrial Construcción Planta de Cemento Recursos Adicionales Misión Vuelvan Caras

ENELVEN

95 CADAFE-ENELBAR CADAFE

Ente Ejecutor

6

6

100

CORPOZULIA

22

19

86

CORPOCENTRO

85

85

100

CVG

188

184

98

MINEP-FONCREI

Fondos Investig. Desarrollo e Innov. Garantía Nacional y Riesgo

BANDES-

175

135

77

BANFOANDES

Recuperación de las Instalaciones del Fuerte Mara

10

9

90

CORPOZULIA

Adquisición de Maquinaria Iraní

52

44

85

FONCREI

Sistema de Riego Diluvio – El Palmar

58

58

100

INDER

Complejo Agroindustrial y Azucarero Ezequiel Zamora

87

84

97

CAAEZ

Complejo Azucarero Río Cojedes

19

6

32

CVA

Recursos para Empresa de Cereales y Oleaginosas

6

4

67

CVA

Recursos para la Empresa de Lácteos

1

1

100

CVA

50

46

92

CVA

2

2

100

FONCREI

761

683

90

Reactivación Aparato Productivo Región Zuliana Reac. Industrial y Explotación Produc. Para Desarr. End. Total

Proyectos Comunicaciones, Estudios y Ambiente

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

Ente Ejecutor

Saneamiento Río Guaire

60

52

85

SAMARN

Recursos para el Proyecto VIVE TV

19

16

84

COVETEL

Exploración Geológica y Base Nacional de Datos

14

4

29

INGEOMIN

Recursos Adicionales Tele Sur

11

8

73

TELESUR

104

80

77

Total

73

• Aportes al FONDEN La Reforma a la Ley del Banco Central de Venezuela (BCV) entró en vigencia el 20 de julio de 2005, contemplando un nuevo régimen para las transacciones de PDVSA en moneda extranjera. De acuerdo con este nuevo régimen, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito anteriormente, debe ser transferido por PDVSA al Fondo de Desarrollo Nacional Fonden (FONDEN), ente creado por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de inversiones real productiva, educación, salud, atención a situaciones especiales, y mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública externa. Desde la creación del Fonden, PDVSA ha aportado 8.381 MMS$, según el siguiente detalle: AÑOS

Aportes al FONDEN (MMUS$)

2005

1.525

2006

6.856

TOTAL APORTES PDVSA AL 31-12-06

8.381

Asimismo, el Fonden recibe recursos del BCV, de conformidad con la legislación vigente y los acuerdos en materia de política monetaria. Los recursos totales aportados al Fonden, han sido asignados por el Ejecutivo Nacional entre otros a los siguientes proyectos:

74

Principales Proyectos Financiados por FONDEN (MMUS$)

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

Línea III Tramo El Valle - La Rinconada

365

274

75

Línea IV Tramo Capuchinos - Plaza Venezuela

256

207

81

Metro de Maracaibo

128

102

80

Metro de Valencia

194

45

23

Metro Los Teques

255

245

96

Proyecto Ferroviario Eje Norte Llanero

250

12

5

Sistema Vial Tercer Puente sobre el Río Orinoco

333

171

51

172

171

99

Puerto Cabello - La Encrucijada

533

476

89

Autopista de Los Llanos Centrales

237

-

-

Autopista Acarigua - Barquisimeto

55

26

48

131

42

32

10

-

-

Const. del Sistema Ferroviario Central "Ezequiel Zamora" Tramo: Caracas - Tuy Medio Central Ezequiel Zamora Tramo:

Reh. del Sistema Centro Occidental "Simón Bolívar", Tramos: Puerto Cabello - Barquisimeto y Yaritagua - Acarigua Sistema Metro Cable San Agustín del Sur Sistema Metro Ligereo Caracas Guarenas Guatire Línea V Metro Caracas Bello Monte Parque del Este Línea II Metro Los Teques Construcción I Fase Línea II Metro Valencia Planta Termoeléctrica Termozulia Plantas Termoeléctricas Ezequiel Zamora y Alberto Lovera Línea de Transmisión 400 KV Malena - Cabruta Consolidación de Redes de Distribución de los Edos. Monagas y Delta Amacuro

250 80 120 50 460

81

18

61

14

23

250

-

-

90

29

32

Electrificación del Estado Apure

196

30

15

Proyecto Ampliación Planta de Pequiven en Morón

179

162

91

519

364

70

Planta de Cemento Cerro Azul

62

Planta Pulpa y Papel

70

-

-

Sistema Vial Punte Mixto sobre Río Orinoco

347

273

79

Central Hidroeléctrica Macagua I

203

63

31

Planta de Concentración de Hierro

125

Empresa Siderurgica Nacional

184

99

120 Proyectos acordados en la IV Reunión de la Comisión Mixta del Convenio Integral de Cooperación Cuba-Venezuela

Planta de Tubos sin Costura

250

Inst. Planta Producción Rieles Vía Férrea

100

Const. Centro de Laminación de Aluminio

130

Red Nacional de Telecomunicaciones

144

-

Barrio Adentro 3. Primer Bloque de Equipos. Primera Etapa

450

447

Barrio Adentro IV

382

-

-

Capitalización Banco Agrícola de Venezuela

326

286

88

327

327

100

Adquisición de Equipos Médicos y electromecánicos

Capitalización Fondo de Desarrollo Agropecuario, Pesquero , forestal y Afines Culminación Fase I Proyecto saneamiento Cuenca Río Guaire Iniciación de Proceso de Reestructuración de la Deuda Pública

90

13

14

3.252

3.221

99

75

Principales Proyectos Financiados por FONDEN (MMUS$) Inicio de la primera fase de la Construcción de Viviendas y Urbanismo del Desarrollo Habitacional Ciudad Zamora, Cúa, Edo. Miranda 8.822 Viviendas para la culminación de Obras del Programa Cierre de Ciclo

Asignado por el Ejecutivo Nacional

Ejecución Acumulada al 31/12/06

% de Ejecución

45 219

14 104

31 47

158

92

58

Construcción de nuevos desarrollos y compra de viviendas en el en el mercado primario para atender y reubicar los habitantes de Nueva Tacagua, Barrio Nueva Esparta, Ojo de Agua, etc, producto de la emergencia enero 2006, Indemnizaciones a Familias por Subsidencia en el Lago de Valencia

33

33

100

Emergencia Vaguada

87

46

53

de 7.292 viviendas (Cierre de ciclo).

193

102

53

Barrio Adentro II

127

95

75

68

10

15

1.541

1.093

71

Obras por ejecutar del INAVI para la construcción y culminación

Continuación del Programa VENESAT I (Implementación del Sistema Satelital Simón Bolívar) Proyectos Del Ministerio Para Del Poder Popular Para La Defensa

76

V. Análisis Operacional y Financiero 1. Resumen Ejecutivo Los resultados financieros consolidados de PDVSA dependen básicamente del volúmen de producción de crudo y del nivel de precios de los hidrocarburos. El nivel de producción de crudo y los desembolsos de inversión necesarios para alcanzar los niveles de producción han sido los principales factores determinantes en los resultados financieros y operacionales. Históricamente, los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), han entrado en acuerdos para reducir la producción de crudo. Estos acuerdos han incrementado los precios globales de crudo bajando la oferta global de producción. Desde el mes de julio de 2005 hasta el mes de octubre de 2006, la cuota de producción asignada a Venezuela por la OPEP era de 3.223 MBD. En noviembre de 2006 dicha cuota fue reducida en 138 MBD. En cuanto a los precios del crudo, han continuado con una tendencia alcista, a pesar de los esfuerzos de la OPEP por estabilizar el mercado. En el año 2006, la cesta OPEP se elevó a 61,08 $/Bl, representando un incremento de 10,44 $/Bl con respecto al alcanzado en el año 2005. Este incremento en los precios del petróleo se debió, fundamentalmente, al crecimiento sostenido de la demanda en los países asiáticos, acuerdo de recorte de producción de la OPEP, persistencia de las tensiones geopolíticas en el Medio Oriente y África, problemas de producción en Nigeria y, a movimientos especulativos en los mercados a futuro. El precio promedio de la cesta de exportación para el año 2006 fue de 55,21 $/Bl crudos, esto es 9,06 $/Bl por encima del aňo anterior.

2. Inflación y Devaluación Los ingresos por ventas de PDVSA al igual que gran parte de los costos operacionales se causan principalmente en US$ (dólares), mientras que los impuestos en Venezuela son incurridos en bolívares (Bs). Como resultado, las condiciones financieras y el resultado de operación de PDVSA están afectados por la tasa de inflación y la tasa cambiaria (Bs/US$) en Venezuela. Indicadores financieros:

31 de diciembre de 2006 2005 Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs/$1) Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs/$1) Incrementos interanuales en la tasa de cambio del dólar (%) Incrementos interanuales en el IPC (%)

2.150 2.150 16,97

2.150 2.110 11,98 14,36

3. Impuestos a) Ley de Impuesto Sobre la Renta La Ley de Impuesto sobre la renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible. La Ley de Impuesto sobre la renta en Venezuela establece una tarifa de 50% para las compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, estableciendo ciertas excepciones para la explotación y realización de actividades conexas sobre petróleos

77

crudos extrapesados y gas no asociado, cuya tarifa es de 34%. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable para las principales filiales del exterior, es de 35%. En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se establece cambios a los impuestos existentes y la creación de nuevos impuestos, que se mencionan a continuación. b) Regalía La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburos y gas natural producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y, las empresas mixtas). Las operadoras deberán pagar al Estado mediante regalías e impuestos adicionales 33,33% del valor de cada barril a boca de pozo. Las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco adicional a la regalía de 16 2/3% deberán cancelar un impuesto de extracción de 16 2/3%. El 14 de noviembre de 2006 se establece un nuevo cálculo de regalías para las empresas que realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán, mensualmente, en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los hidrocarburos líquidos extraídos y, se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Para la producción de crudo extra pesado operado por BITOR se establece la tasa de cálculo entre 16 2/3% y 30%, en función de la rentabilidad de los yacimientos. La regalía causada para los años 2006 y 2005 fue de US$ 17.154 millones y US$ 13.200 millones, respectivamente. c) Impuesto de Extracción La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del año 2006; PDVSA pagó por este impuesto US$ 1.117 millones. d) Impuesto Superficial La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará anualmente 2% durante los primeros cinco años y, 5% en los años subsiguientes. Durante los años 2006 y 2005, la filial PDVSA Petróleo incurrió en impuesto superficial en Venezuela por $144 millones y $118 millones, respectivamente. e) Impuesto de Registro de Exportación La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial. PDVSA pagó por este concepto durante el año 2006 un total de US$ 20 millones.

78

f)

Impuesto al Valor Agregado (IVA)

El 1° de septiembre de 2005, fue publicada la Ley de Reforma Parcial del IVA, en la cual se estableció la reducción de la alícuota de 15% a 14%. La Ley de Reforma Parcial entró en vigencia el 3 de octubre de 2005. En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007, y 9% a partir del 1° de julio de 2007. Como exportadores, las filiales Venezolanas tienen derecho a recuperar una porción del impuesto pagado, el cual se clasifica en el Balance General como créditos fiscales por recuperar. Durante el año 2006, fueron recibidos del Ministerio del Poder Popular para las Finanzas $647 millones en Certificados de Retribución Tributaria (CERT) los cuales fueron utilizados para el pago de impuesto sobre la renta. El saldo de los créditos fiscales por recuperar al 31 de diciembre de 2006 y 2005 fue $4.236 millones y $4.011 millones, respectivamente. g) Impuesto de Consumo General Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos de América causan impuestos de consumo. Durante los años 2006 y 2005 se recaudó y enteró a las entidades gubernamentales, por concepto de estos impuestos, aproximadamente $4.556 millones y $4.358 millones, respectivamente. h) Impuesto al Débito Bancario En la Gaceta Oficial Nº 38.375, del 8 de febrero de 2006, se publicó la Ley que deroga el Impuesto al Débito Bancario, la cual está en vigencia a partir del 9 de febrero de 2006. Este impuesto se aplicaba a transacciones bancarias y, la tasa vigente para los años 2006 y 2005 fue de 0,50%.

4. Reconversión Monetaria Con fecha 6 de marzo de 2007 la Presidencia de la República Bolivariana de Venezuela aprobó un decreto con rango, valor y fuerza de ley de reconversión monetaria, el cual contempla, a partir del 1° de enero de 2008 una reexpresión de la unidad del sistema monetario en el equivalente de mil bolívares actuales. De acuerdo con el texto del mencionado decreto-ley, a partir de esa fecha los precios, salarios y demás prestaciones de carácter social, así como los tributos y demás sumas en moneda nacional contenidas en estados financieros o en otros documentos contables, o en títulos de crédito y en general, cualquier operación o referencia expresada en moneda nacional, deberán expresarse conforme al bolívar reexpresado (“Bolívares Fuertes” o “Bs.F”). Como parte del proceso de reconversión antes indicado, el decreto-ley contempla que, a partir del 1° de octubre de 2007, los instrumentos en lo cuales se oferten los precios de bienes y servicios; así como otros que expresen importes monetarios, emplearán en su referencia tanto la unidad de cuenta previa a la reexpresión, como la resultante de esta última. Así mismo, establece la expresión en la nueva unidad monetaria de aquellos estados financieros de ejercicios concluidos antes del 1° de enero de 2008, cuya aprobación se efectúe con posterioridad a esa fecha.

79

5. Resultados Operacionales y Financieros PDVSA, como compañía integrada verticalmente, produce crudo y gas, refina y comercializa. PDVSA desarrolla operaciones de exploración y producción de crudo y gas natural en Venezuela “aguas arriba” y lleva a cabo operaciones de refinación, mercadeo, transporte de crudos y productos terminados y procesamiento, mercadeo y transporte de gas natural “aguas abajo” no sólo en Venezuela, sino también en El Caribe, Norte América, Sur América y Europa, entre otras regiones. PDVSA evalúa sus operaciones aguas arriba basándose en los siguientes factores: número de pozos, nivel de producción por campo, factores de recobro, incorporación de reservas de crudo y gas y, aplicación de tecnologías. PDVSA evalúa sus operaciones aguas abajo basándose en los siguientes factores: porcentajes de utilización de las refinerías, rendimiento de productos y costos de refinación. Los resultados financieros se evalúan tomando en consideración: margen de refinación, retorno del capital empleado, valor económico agregado, flujo de caja libre, costos de operación por barril producido, margen bruto, estudios comparativos de mercado, entre otros. Los resultados financieros de PDVSA están en función de los volúmenes de exportación y de los precios de petróleo. Al suplir mezclas óptimas de crudo a clientes y a sus refinerías, PDVSA logró rentabilidad en las inversiones de capitales y utilizó 85% de su capacidad de refinación manteniendo márgenes en los productos vendidos, bajo unas operaciones seguras, cuidando los costos operacionales. Se analizan las condiciones financieras a través de indicadores como, indicadores de deuda, relación deuda patrimonio, retorno del capital empleado, valor económico agregado y, capacidad de endeudamiento. Las principales oportunidades de PDVSA se basan en incrementar las reservas de crudo liviano y mediano, incremento del factor de recobro, continuar con el desarrollo de los proyectos de crudo extra pesado y mejorar la tecnología existente para lograr maximizar el retorno sobre las inversiones. En el sector aguas abajo, PDVSA está invirtiendo para incrementar la capacidad de refinación, mejora de productos y cumplimiento de las leyes ambientales tanto en Venezuela como en el exterior, expandir los mercados en Latinoamérica, El Caribe y Asia y, mejorar la eficiencia de nuestro proceso de refinación y comercialización. En relación al negocio del gas, PDVSA está promoviendo, activamente, la participación del sector privado en la participación de proyectos de gas no asociado, mejorando nuestro proceso de distribución para incrementar tanto la cuota de mercado nacional e internacional como el mercado del gas natural licuado. Los grandes retos de la gerencia de PDVSA en el mediano plazo son el mantenimiento óptimo de los reservorios de crudo y las facilidades de producción, invertir en programas de exploración para incrementar las reservas, incrementar la disponibilidad de gas en el Occidente de Venezuela y, modificar las especificaciones de calidad de los productos. Los cambios necesarios para suplir la nueva generación de productos incluye la planificación y ejecución de proyectos de capital para proyectos de refinación y de producción de crudo y gas, financiar estos proyectos y ajustar tanto las prácticas operacionales como los procedimientos para asegurar la calidad de productos a nuestros clientes. Estos objetivos deben estar acompañados con iniciativas de mejoramiento de la eficiencia y rentabilidad. El negocio de crudo y productos refinados es altamente volátil. El riesgo primario de este negocio es la inestabilidad de los precios. Otro riesgo principal es el riesgo operacional, el cual

80

es el riesgo de fallas mecánicas y/o errores humanos relacionados con la operación de plantas y equipos. Otra área de riesgo es el riesgo político, en el corto plazo; acciones geopolíticas pudieran incrementar la ecuación oferta-demanda, afectando los precios de los crudos y /o productos refinados y creando incrementos en los mercados. A largo plazo, los cambios en las leyes y reglamento podrían incrementar radicalmente los costos del negocio; por lo tanto PDVSA, monitorea constantemente, las tendencias que pudieran afectar el negocio en el cual opera. PDVSA mitiga el riesgo operacional a través del Sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR® -PDVSA) y por el seguimiento de las mejores prácticas y procedimientos operacionales. Adicionalmente, la búsqueda de obtener la excelencia operacional. PDVSA mantiene seguros de daños a propiedades. El riesgo político es un tema que debe ser aceptado y manejado una vez que el negocio ha comprometido inversiones en ciertos países. Sin embargo, PDVSA es suficientemente sólida en producción, refinación y sistema de distribución y ventas, lo cual le garantiza flexibilidad operacional para reaccionar ante circunstancias en recortes o incrementos en la producción si llegase a ocurrir algún evento. Adicionalmente, PDVSA reduce el riesgo político y comercial diversificando su portafolio de clientes e invirtiendo, su capacidad de refinación, en nuevos mercados. Sobre este aspecto, PDVSA está evaluando oportunidades de negocios en Asia (India y China), Suramérica (Brasil, Uruguay, y Argentina) y, en el Caribe (Jamaica y Cuba). En Venezuela, PDVSA maneja el riesgo de operar en una economía caracterizada por años de desigual distribución de la riqueza entre la población. Por este motivo PDVSA es parte del proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional. Para mitigar esta situación, PDVSA aportó durante los años 2006 y 2005, US$13.784 y US$6.909 en millones de dólares, respectivamente, que corresponden al desarrollo social del país. La producción de fuel con bajo contenido de azufre, lubricantes de alta calidad y, asfalto es una tendencia para el futuro. Los requerimientos de capital asociados a estas facilidades de equipamiento para producir estos productos pudiesen llevar a consolidar la capacidad de refinación. PDVSA continuará monitoreando estas tendencias y aprovechará las ventajas económicas en la medida que ocurran. Entre las mayores incertidumbres de PDVSA se encuentran los riesgos de mercado. PDVSA no puede predecir el futuro del mercado del crudo y productos refinados, los cuales pudiesen afectar a la compañía. PDVSA se puede preparar para posibles contingencias. La compañía cree que está preparada para ajustarse a la mayoría de las contingencias para minimizar el posible impacto negativo en el comportamiento o en el futuro, por lo cual mantiene adecuados niveles de liquidez financiera y deuda, asegurando que la distribución de activos es flexible, teniendo fuentes múltiples de suministro y, un portafolio de clientes diversificado, monitoreando y analizando las condiciones del mercado sobre una base continua. PDVSA continúa haciendo énfasis en la importancia de operaciones eficientes y en el compromiso de seguridad, PDVSA opera en una industria sujeta a precios y ganancias volátiles. Las condiciones pueden cambiar rápidamente y los resultados, pueden diferir sustancialmente de los estimados de la gerencia. Adicionalmente, el riesgo de crédito de los clientes y suplidores de PDVSA pudiera afectar la liquidez de la compañía y las líneas de crédito o, los términos de pago. PDVSA tiene suficiente liquidez (definida como flujo de caja proveniente de las operaciones), para mantener sus operaciones, completar los proyectos de capital y reducir la deuda. PDVSA obtuvo nuevo financiamiento en el año 2007 a través de la emisión de bonos por US$ 7.500 millones, un préstamo por hasta US$ 3.500 millones con Japan Bank for Internacional Cooperation, JBIC y una línea de crédito por US$ 1.124 millones de dólares con un grupo de bancos liderados por el BNP Paribas.

81

a) Resumen consolidado de Información Financiera Tabla 18- Balance General

Al 31 de diciembre de 2006 2005 2004 2003 2002 (en millones de dólares estadounidenses)

2001

Balance general Efectivo efectivo

y

equivalentes

de 1.875

1.800

1.748

2.938

1.703

925

848

1.925

709

659

1.772

2.378

10.322

8.625

5.595

4.955

3.515

3.280

7.003

5.621

4.537

2.878

2.263

2.208

2.985 23.033

894 18.865

688 13.277

642 12.072

705 9.958

882 9.673

1.928

2.978

3.039

1.000

1.033

1.899

Propiedades, plantas y equipos

42.503

35.959

35.375

35.211

36.397

36.888

Otros activos no circulantes

13.065 80.529

12.563 70.365

10.156 61.847

8.148 56.431

6.749 54.137

7.500 55.960

6.379

4.993

4.313

3.365

2.850

3.043

652

729

1.004

750

1.817

1.000

4.576

6.347

3.367

624

327

921

9.637 21.244

5.092 17.161

3.149 11.833

2.556 7.295

2.188 7.182

2.626 7.590

2.262

2.704

2.716

6.265

6.426

7.427

3.920 27.426

3.405 23.270

5.369 19.918

4.280 17.840

3.096 16.704

4.246 19.263

53.103 80.529

47.095 70.365

41.929 61.847

38.591 56.431

37.433 54.137

36.697 55.960

2.914

3.433

3.768

7.061

8.341

8.554

5%

7%

9%

18%

22%

23%

Efectivo restringido Documentos y cuentas por cobrar Inventarios Otros activos circulantes Activo circulante Efectivo restringido

Total activo Cuentas por pagar a proveedores Porción circulante de la deuda a largo plazo Impuesto sobre la renta por pagar y diferido Otros pasivos circulantes Pasivo circulante Deuda a largo plazo, neta de la porción circulante Otros pasivos no circulantes Total pasivo Patrimonio (1) Total pasivo y patrimonio Relación Deuda/Patrimonio (2) Total deuda Deuda / Patrimonio (%)

(1) Del cual el capital social representa $ 39.094 millones. (2) calculado como deuda a largo plazo total, incluyendo porción circulante, dividido entre el patrimonio.

Tabla 19- Ganancias y Pérdidas

82

Años terminados el 31 de diciembre de 2006

2005

2004

2003

2002

2001

(en millones de dólares estadounidenses) Estado de resultados Ventas de productos:

petróleo

y

sus

Exportaciones y en el exterior En Venezuela Otras ventas

96.779

81.105

60.972

44.178

39.875

42.682

2.233

1.408

1.227

961

1.236

1.701

255

402

234

285

99.267

43

226

82.915

62.242

45.365

41.345

44.668

38.778

32.001

23.748

20.496

17.364

17.560

14.820

14.034

13.181

9.182

8.859

10.432

100

118

60

27

133

174

3.652

3.191

2.944

2.891

3.075

2.510

(93)

20

6

296

722

257

2.184

1.667

1.157

871

1.356

1.569

18.435

13.318

9.247

6.428

5.748

3.760

267

183

449

678

753

501

Costos y gastos Compras de petróleo crudo y sus productos Gastos de operación Gastos de exploración Depreciación y amortización Deterioro de activos Gastos de venta, administración y generales Regalías y otros impuestos Gastos de financiamiento Otros egresos, neto

361

426

622

53

(701)

279

78.504

64.958

51.414

40.922

37.309

37.042

Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas

1.072

1.074

938

333

233

413

Ganancia en venta e inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P.

1.432

Ganancia antes de gastos para el desarrollo social e impuesto sobre la renta

23.267

-

19.031

-

11.766

-

4.776

-

4.269

-

8.039

83

13.784

6.909

1.242

249

-

-

9.483

12.122

10.524

4.527

4.269

8.039

Impuesto sobre la renta

4.031

5.793

5.420

1.274

1.082

3.645

Ganancia neta de operaciones continuas

5.452

6.329

5.104

3.253

3.187

4.394

154

302

359

(62)

6.483

5.406

3.283

3.546

4.332

4.994

6.469

5.432

3.277

3.541

4.327

458

14

(26)

6

5

5

5.452

6.483

5.406

3.283

3.546

4.332

4.104

5.595

8.792

5.929

5.189

7.297

Usado en actividades de inversión

(2.215)

(3.939)

(5.385)

(1.085)

(1.575)

(5.468)

De actividades de financiamiento

(1.814)

(1.604)

(4.597)

(3.609)

(2.836)

(4.161)

Gastos para el desarrollo social Ganancia antes de impuesto sobre la renta

Operaciones discontinuadas

Ganancia de operaciones discontinuadas netas de impuesto

5.452

Ganancia neta

Atribuible al Compañía

-

Accionista

de

30

la

Intereses minoritarios

Tabla 20- Flujo de Caja

Información sobre flujo de caja Usado en actividades de operación

b) Producción •

Producción Crudo

La producción propia promedio de 2006 fue de 2.907 MBD, similar al año anterior con un ligero incremento en 1 MBD por encima de la producción promedio alcanzada en 2005 (2.906 MBD), producto del efecto combinado de los siguientes factores: una menor producción de 15 MBD en

84

la alícuota de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco por paradas de plantas y reducción cuota OPEP; menor producción (46 MBD) de crudo extrapesado de menos de 8° API, por el cierre de la producción temprana del campo La Ceiba de 4 MBD de Exploración a Riesgo y el efecto de la migración de los convenios operativos a Empresas Mixtas lo cual originó una reducción de 381 MBD compensado, parcialmente, con la producción de las Empresas Mixtas de 241 MBD y, el incremento de la producción en la gestión propia de PDVSA de 206 MBD. •

Producción de LGN

La producción promedio del año 2006 de los líquidos del gas natural (LGN), incluyendo el etano, fue de 177 MBD, 12 MBD por encima de la producción promedio del 2005 (165 MBD), con la finalidad de satisfacer la demanda del mercado nacional e incrementar la presencia en el mercado del Caribe, como parte de la política del Gobierno venezolano. c) Ventas El incremento de las ventas netas de PDVSA es de US$ 16.352 millones, 20% por encima de las ventas del año 2005 pasando de US$ 82.915 millones en el 2005 a US$ 99.267 millones en el año 2006, debido al efecto de incremento en los precios con respecto al año anterior. •

Ventas de Exportación

La exportación propia promedio del año 2006 fue de 2.615 MBD, 3 MBD por encima de la exportación promedio alcanzada en el año 2005 (2.612 MBD). En el 2006 hubo un aumento en las exportaciones de crudo de 41 MBD y una disminución en productos de 13 MBD; y en LGN un aumento de 18 MBD a fin de cumplir lineamientos estratégicos de diversificación de mercados, compensado con una menor exportación de Orimulsión® en 61 MBD, tomando en cuenta la decisión de eliminar su manufactura para utilizar el crudo extrapesado. El precio promedio del año 2006 de exportación de la Cesta Venezuela, se ubicó en 55,21 $/Bl, con un incremento de precio de 9,06 $/Bl con respecto al precio promedio del año 2005 (46,15 $/Bl) debido, fundamentalmente, al crecimiento sostenido de la demanda en los países asiáticos, al acuerdo de recorte de producción de la OPEP, persistencia de las tensiones geopolíticas del Medio Oriente, problemas de producción en Nigeria y, movimientos especulativos en los mercados a futuros. Los principales destinos de exportación de crudo, producto y LGN los años 2006 y 2005 son los siguientes:

Estados Unidos y Canadá Caribe y Centroamérica Sur América y Otros Europa Total

•

2006 MBD 1.253 612 559 2.424 191 2.615

2005 MBD 1.337 598 567 2.502 110 2.612

Ventas netas Filiales internacionales

En el año 2006, el volumen total de crudo, productos refinados y LGN vendidos totalizan US$ 59.036 millones comparado con US$ 51.091 millones del año 2005, lo que representó un incremento de US$ 7.945 millones. PDV-América filial 100% poseída (CITGO) generó la mayor

85

parte de las ventas. El volumen total de las ventas de productos refinados de PDV-América fue de 1.637 MBD para el año 2006 y, 1.685 MBD para el año 2005. •

Ventas Mercado local

PDVSA vendió 548 MBD de productos refinados (incluye Gas Licuado de Petróleo) en el mercado venezolano en el año 2006 comparado con 506 MBD en el año 2005. Adicionalmente, PDVSA vendió 431 MBD equivalentes de Gas Natural comparado con 392 MBD equivalentes. El precio por barril de productos refinados se incrementó en 1.4%, pasando de 6.97 $/Bl en 2005 a 7.07 $/Bl en 2006. El precio del gas natural se mantuvo en 0.54 $/MPC para los años 2006 y 2005. d) Costos y Gastos •

Compras de Crudo y productos

El incremento en las compras de crudo y producto es de US$ 6.777 millones, lo que representa 21%, pasando de US$ 32.001 millones en el año 2005 a US$ 38.778 millones de dólares en el año 2006. El aumento se originó por mayores compras de crudos y productos y por el incremento de los precios en el Sector Internacional, principalmente por las compras de CITGO a Terceros (71,72 US$/Bls 2006 Vs 58,24 US$/Bls 2005); así como tambien de PDVSA Petróleo en el Sector Nacional (49,14 US$/Bls 2006 Vs 36,12 US$/Bls año 2005). •

Costos de operación

El costo de operación para 2006 cerró con un saldo de US$ 14.820 millones mientras que para el año 2005 se ubicó en US$ 14.034 millones, lo que representa un incremento de US$ 786 millones. Esto se debe, principalmente, al efecto combinado mayores costos en contratos y servicios por una mayor actividad con equipos de bombas electrosumergibles, mayores costos en perforación de pozos, alquiler de transporte acuático y terrestre, adquisición de medidores multifásicos y respuestos, revalorización de las primas de seguro de las plantas de procesamiento de gas y, mayores desembolsos de labor por aproximadamente US$ 682 millones producto de incrementos salariales, mayores costos en beneficios por conceptos de aportes empresariales, absorción de personal contratista y nuevos empleados, compensado parcialmente por la suspensión de los pagos de OP-Fee, Cap-fee y estipendios a consecuencia de la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas a partir del 1° de abril de 2006. •

Gastos de Exploración

Los gastos de exploración se ubicaron en US$ 100 millones, US$ 18 millones menos que el año 2005 debido a menores gastos de geofísica. •

Gastos de Ventas, Administración y Generales

Para 2006 el gasto fue de US$ 2.184 millones mientras que para 2005 se ubicó en US$ 1.667 millones lo que representó un aumento de US$ 517 millones debido, principalmente, al incremento en: Costo por Servicios Contratados de US$ 357 millones con respecto al año 2005 en los que se destacan US$ 49 millones por honorarios profesionales; así como publicidad y mercadeo de US$ 65 millones, la puesta en marcha de nuevas filiales de PDVSA a finales del año 2005 (Filial PDVSA Cuba y PDVSA Uruguay) y durante el año 2006 (PDVSA Bolivia, PDVSA China, PDVSA Argentina y PDVSA Colombia).

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Costo Labor en US$ 79 millones, generado por la contratación de personal, pago de bonificaciones por convenios con el MENPET realizado por la Casa Matriz durante el año 2006. •

Gastos de Depreciación y Amortización

Los gastos de depreciación y amortización para el año 2006 se ubicaron en US$ 3.652 millones, US$ 461 millones mayores al gasto del año 2005. Este incremento se debe, básicamente, a las nuevas capitalizaciones y a la incorporación de activos de empresas mixtas. e) Otros •

Participación Patrimonial en Resultados netos en Compañías Afiliadas

Los ingresos por participación patrimonial en compañías afiliadas disminuyeron en 2 millones de dólares con respecto al año 2005 debido, principalmente, a la desincorporación de LYONDELL- CITGO Refining LP. •

Ganancia en Venta de Inversiones LYONDELL-CITGO Refining LP

En agosto de 2006, CITGO vendió su participación de 41,25% en LYONDELL-CITGO, con fecha efectiva al 31 de julio de 2006. Por esta venta, CITGO recibió $1.774 millones en efectivo y, reconoció una ganancia neta, por la venta de esta inversión, de $1.432 millones. •

Gastos para el Desarrollo Social

El gasto social se ubicó en US$ 13.784 millones, un incremento de US$ 6.875 millones con respecto a la cifra del año 2005 de US$ 6.909 millones (ver capitulo IV N° 10). f) •

Flujo de Caja

Liquidez y Fuentes de Capital

Las fuentes primarias de liquidez son los flujos de caja de las operaciones y préstamos a corto y largo plazo en dólares estadounidenses y en bolívares. PDVSA continúa realizando inversiones de capital para mantener e incrementar el número de reservas de hidrocarburos que se operan y la cantidad de petróleo que se produce y procesa. En las operaciones normales del negocio, PDVSA y sus filiales entran en facilidades y acuerdos de préstamos, para cubrir sus necesidades de liquidez y fondos necesarios para los desembolsos de capital. PDVSA tiene disponible al 31 de diciembre de 2006, líneas de crédito por $1.129 millones. •

Flujo de Caja por las Actividades Operacionales

Al 31 de diciembre de 2006, el efectivo neto de PDVSA provisto por las actividades operacionales fue de US$ 4.104 millones debido, fundamentalmente, a una ganancia neta de US$ 5.452 millones; US$ 3.652 millones por gastos de depreciación y amortización; US$ 195 millones por el costo de obligaciones por retiro de activos; US$ 486 millones de pérdida por transacciones en monedas extranjeras; US$ 969 millones por provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro; US$ 822 millones por el ajuste al valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo, compensado parcialmente por US$ 1.072 millones por los resultados netos en la participación patrimonial en compañías afiliadas; US$ 1.432 millones por ganancia en venta de inversión en Lyondell-CITGO Refining LP; US$ 93 millones por deterioro de activos, US$ 12 millones por disminución de la estimación para cuentas de cobro dudoso y, US$ 4.139 millones por la variación del capital de trabajo.

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•

Flujo de Caja usado para las Actividades de Inversión

Al 31 de diciembre de 2006, el efectivo neto de PDVSA usado para las actividades de inversión fue de US$ 2.215 millones, de los cuales US$ 7.205 millones se utilizaron para las adquisiciones de propiedades, plantas y equipos neto; US$ 202 millones para la incorporación de nuevas filiales; una disminución de US$ 2.127 millones del efectivo restringido netos de aportes que incluye los fideicomisos por US$ 229 millones; US$ 1.774 millones por la venta de la inversión en Lyondell-Citgo Refining LP; US$ 1.236 millones correspondientes a dividendos recibidos de compañías afiliadas y, US$ 55 millones por otras variaciones de inversiones. A continuación detalle de los desembolsos para las adquisiciones de propiedades, plantas y equipos neto:

Millones de Dolares En Venezuela Exploración y Producción Refinación Gas Petroquímica y Otros Sub. Total Refinación Internacional Total

•

Desembolsos por Inversiones Por los años terminados el 31 de diciembre 2006 2.005 2004 4.166 385 1.244 119 5.914

2.077 282 735 180 3.274

1.912 369 431 309 3.021

1.291 7.205

664 3.938

364 3.385

Flujo de Caja usado para las Actividades de Financiamiento

Al 31 de diciembre de 2006, el efectivo neto de PDVSA usado para las actividades de financiamiento fue de US$ 1.814 millones, de los cuales US$ 1.317 millones corresponden a un anticipo al accionista a cuenta de dividendos y, US$ 497 millones por pagos de la deuda a largo plazo, los cuales corresponden al pago de deuda realizado según los cronogramas establecidos aunado a oferta pública realizada por PDVSA Finance el 13 de marzo de 2006.

•

Cláusulas Contractuales

Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2006 y 2005. g) Efectivo Restringido

•

Fidecomiso en Bandes

Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los siguientes fideicomisos con el BANDES para atender, primordialmente: programas y proyectos sociales, obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad, salud y educación en el país: a) FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de regalías, impuestos y otros gastos directos, en los años 2004 y 2005. Durante los años 2005 y 2004, los aportes al FONDESPA fueron de US$ 2.000 millones para cada año; y en el año 2006 se efectuó un aporte extraordinario por

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US$ 229 millones para garantizar el cumplimiento de los compromisos de proyectos, previamente aprobados. b) Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina, en reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y títulos valores provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de crudo y sus productos, que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio. Los fondos estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2006 y 2005, se efectuaron aportes a este fideicomiso por US$ 96 millones y US$ 158 millones, respectivamente.

•

Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM)

En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de lograr la estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estatal y municipal, frente a las fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSCITGOA realizó aportes en dólares hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por 50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos y, el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendarios, después de deducir los impuestos relacionados con estos ingresos. La Ley y sus reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004. Los recursos del FEM pueden ser usados en los casos de suceder una disminución en los ingresos fiscales, cualquiera que sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendarios o, en caso de estado de emergencia económica decretado de conformidad con la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades titulares se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también a la Contraloría General de la República y, se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley. Durante los años 2006 y 2005, este fondo originó ingresos financieros por US$39 millones y US$22 millones, respectivamente, que se incluyen en otros egresos netos en los estados consolidados de resultados. •

Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro

El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre PALMAVEN, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de 2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de US$ 23 millones y tendrá una duración de un (1) año, prorrogable, automáticamente, por períodos iguales. •

Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco

Corresponde a fondos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco.

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•

Fondo para Inversiones de PDV Caribe, S.A.

El 11 de agosto de 2006, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fondo en Euros (€) por € 310 millones (equivalentes a US$ 407 millones) con el fin de cumplir, a través de la filial PDV Caribe, S.A. con los planes de inversión en proyectos energéticos de gran importancia estratégica, enmarcados dentro de la política de integración energética con países del área de El Caribe, impulsada por el Ejecutivo Nacional. El 4 de septiembre de 2006, se aprobó la colocación, restringida, de estos fondos en una institución financiera en el exterior, con el objetivo de procurar la ejecución adecuada de las inversiones planificadas. •

Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay

Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del Uruguay. Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por US$ 44 millones en una cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), empresa petrolera de Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2006 y 2005, se efectuaron aportes a este fondo por US$ 191 millones y US$ 44 millones, respectivamente •

Cuenta de Liquidez de PDVSA Finance y CITGO

Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos, la cual está integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos montos. h) Acuerdo de Suministro PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:

Entidad Ruhr Nynäs LYONDELL- Houston Refining LP. - antes LYONDELL-CITGO Chalmette Refining ConocoPhillips Hovensa Hamaca Marketing Company

Convenio de suministro (MBD)

Año de finalización

237 57

2022 2007

230 90 172 270 129 1.185

2011 Período de la asociación 2020 Entre 2008 y 2022 Período de la asociación

Como resultado de la venta de la inversión en LYONDELL-CITGO, efectuada durante el año 2006, el acuerdo de suministro quedó sin efecto. Se firmó uno nuevo de condiciones similares, entre la empresa LYONDELL Houston Refining LP. y PDVSA Petróleo. i)

Políticas Contables Significativas

Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales

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de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones (International Financial Reporting Interpretations Committee – IFRIC) de la IASB. Los estados financieros consolidados fueron aprobados por la Junta Directiva el 13 de junio de 2007. Para la preparación de los estados financieros consolidados se requiere que la gerencia realice estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas contables y los montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus mejores estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados. Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores que se consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para formar los juicios sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente determinables por otras fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente, y, las revisiones de estos estimados contables, son reconocidas en el mismo período y en los períodos futuros afectados. Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de políticas contables que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los estados financieros, son las siguientes: • • • • • •

•

Nota 11 - Depreciación y amortización. Nota 15 – Impuesto sobre La Renta diferido y uso de pérdidas fiscales. Nota 16 - Valuación de instrumentos financieros. Nota 19 - Medición de obligaciones de beneficios definidos, jubilaciones y otros beneficios distintos a los planes de pensiones. Nota 20 - Provisión para litigios, asuntos ambientales y otros reclamos. Las operaciones de PDVSA podrían verse afectadas por el efecto del clima político, legislativo, regulador y legal, tanto nacional como internacional. Adicionalmente, los cambios importantes en los precios o en la disponibilidad del petróleo crudo y sus productos podrían tener un impacto en los resultados de sus operaciones, en algún año en particular.

Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos

Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2006, y no se han aplicado en la preparación de estos estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes: •

La NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones y la enmienda a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros: Revelaciones sobre Capital, requieren revelaciones detalladas sobre la relevancia de los instrumentos financieros para la situación financiera de una entidad y su desempeño, tanto revelaciones cualitativas como cuantitativas sobre la naturaleza y alcance de los riesgos asociados. La NIIF 7 y la enmienda a la NIC 1, que serán obligatorias para los estados financieros de 2007, van a requerir la revelación de información adicional sobre los instrumentos financieros y el capital social de la Compañía.

•

Durante el año 2006, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera N° 8 (NIIF 8) Operaciones por Segmento. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009.

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•

Durante el año 2006, la IASB emitió las Interpretaciones Nº 9 (IFRIC 9) Reevaluación de Instrumentos Derivados Implícitos; la Nº 10 (IFRIC 10) Información Financiera Intermedia y Deterioro; y la Nº 12 (IFRIC 12) Acuerdo para Concesión de Servicios. La IFRIC 9 y la IFRIC 10, estarán en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2007. La IFRIC 12 estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2008.

PDVSA está evaluando las nuevas normas emitidas y, con base en el avance alcanzado en sus análisis a la fecha, considera que estas normas no tendrán un impacto significativo sobre los estados financieros consolidados. Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente Durante el año 2006, comenzaron a estar vigentes las siguientes normas e interpretaciones: •

Norma Internacional de contabilidad Nº 19 (NIC 19) Beneficios de Empleados: La IASB emitió una enmienda a la NIC 19 revisada en diciembre de 2004, la cual introduce un reconocimiento adicional por ganancias y pérdidas actuariales que surgen de planes de beneficios definidos post-empleo. Otras características de la enmienda incluyen: i) una aclaratoria en cuanto a que el acuerdo contractual entre un plan multi-empleador y los empleados participantes determina cómo debe distribuirse un superávit o financiarse un déficit, y si dará origen a un activo o pasivo; ii) requisitos contables para los planes de beneficio definido en los estados financieros individuales de las entidades dentro de un grupo; y iii) requisitos de revelación adicional.

•

NIIF 6, Exploración y Evaluación de Recursos Minerales: La IASB emitió esta norma durante el año 2005, cuyo objetivo es revisar y mejorar las revelaciones sobre información financiera para la exploración y evaluación de los recursos minerales y, específicamente, requiere mejoras referidas a las prácticas contables existentes para gastos de exploración y evaluación.

•

Interpretación Nº 4 (IFRIC 4), Determinación de si un Acuerdo Contiene un Arrendamiento: La IASB emitió esta interpretación durante el año 2004, la cual contempla cómo determinar cuando un acuerdo es, o contiene un arrendamiento según la definición de NIC 17, Arrendamientos; y cómo separar los pagos por arrendamiento de los otros elementos establecidos en el acuerdo, una vez que se concluye que dicho acuerdo es, o contiene un arrendamiento.

Las políticas contables de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios, para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados financieros consolidados de PDVSA.

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j)

Resultados Financieros 2006

Año terminado el 31 de diciembre de 2006 Sector Nacional Ingresos Ventas de petróleo crudo y sus productos Exportaciones y en el exterior En Venezuela Otras Ventas Total Ingresos Costos y Gastos Compras de Petróleo Crudo y sus productos Gastos de operación Gastos de exploración Depreciación y amortización Deterioro de activos Gastos de ventas, administración y generales Gastos de financiamiento Otros egresos, neto Sub-total Regalías y otros impuestos Total Costos y Gastos Participación patrimonial Ganancia en venta de inversión en Lyondell-Citgo Refining LP Ganancia antes de desarrollo social e ISLR Gastos para el desarrollo social Ganancia antes del ISLR Impuesto sobre la renta Ganancia neta de operaciones continuas Operación descontinuada: Ganancia de operación descontinuada, neta de impuesto Ganancia neta Ganancia neta: Atribuible al Accionista de la Compañía Intereses minoritarios

Sector Internacional

Eliminaciones (1)

Total consolidado

Año terminado el 31 de diciembre de 2005

52.787 2.233 254 55.274

59.107 5.223 64.330

(15.115) (5.223) 1 (20.337)

96.779 2.233 255 99.267

81.105 1.408 402 82.915

5.002 8.093 100 3.189 (79) 1.687 304 (11) 18.285 18.435 36.720 202 18.756 13.781 4.975 2.992 1.983

53.670 6.724 465 (13) 503 116 430 61.895 61.895 870 1.432 4.737 3 4.734 1.661 3.073

(19.894) 3 (2) (1) (6) (153) (58) (20.111) (20.111) (226) (226) (622) 396

38.778 14.820 100 3.652 (93) 2.184 267 361 60.069 18.435 78.504 1.072 1.432 23.267 13.784 9.483 4.031 5.452

32.001 14.034 118 3.191 20 1.667 183 426 51.640 13.318 64.958 1.074 19.031 6.909 12.122 5.793 6.329

1.983

3.073

396

5.452

154 6.483

4.994 458 5.452

6.469 14 6.483

(1) De acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera, los saldos y transacciones entre las filiales consolidadas deben ser eliminadas.

Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2006, Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA), obtuvieron una ganancia operacional consolidada, antes de los aportes para desarrollo social y del impuesto sobre la renta, de 23.267 millones de dólares, reflejándose un incremento en este rubro de 4.236 millones de dólares, es decir 22% con respecto al año 2005, en el que la utilidad operacional alcanzó 19.031 millones de dólares. Este incremento en la utilidad del año se debió, fundamentalmente, al aumento de nuestros ingresos, así como a una política de racionalización nuestros costos y gastos operacionales, ordenada y dirigida por la Junta Directiva, de acuerdo con los lineamientos del Ejecutivo Nacional. En este sentido, durante el año 2006, PDVSA registró ingresos totales por 99.267 millones de dólares, 16.352 millones de dólares más que los 82.915 millones de dólares de ingresos registrados en el año 2005, fundamentalmente, por el aumento de los precios de exportación en el mercado internacional de crudos y sus derivados (el precio promedio del año 2006 fue de 55,21 dólares por barril, mientras que en el año 2005 fue de 46,15 dólares por barril). Por otro lado, los costos y gastos totalizaron 78.504 millones de dólares, 13.546 millones más que los del año 2005, que alcanzaron a 64.958 millones de dólares. Las principales causas del incremento en los costos y gastos se encuentran en el aumento en las compras de petróleo

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crudo, derivados y otros productos, de 6.777 millones de dólares, correspondientes principalmente a la filial estadounidense CITGO Petroleum Corporation, por los mayores precios en el mercado internacional; asimismo, durante este año se produjo un incremento de 5.117 millones dólares en la regalía, debido al aumento de los precios y a la creación durante el mes de mayo del impuesto de extracción, producto de la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Todas estas estrategias, coordinadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, han aumentado la capacidad contributiva de PDVSA, mejorando significativamente la base de recaudación del Fisco Nacional. Cabe señalar que el incremento en los costos y gastos de PDVSA hubiese sido mayor, de no haberse ejecutado la medida de migración de los extintos convenios operativos a empresas mixtas, ya que, bajo el escenario de precios altos ocurrido durante el año 2006, los desembolsos por concepto de honorarios profesionales, estipendios y otros pagos que se efectuaban a los beneficiarios de esos convenios, hubiesen alcanzado a unos 4.132 millones de dólares, aproximadamente, mientras que los costos reales del año 2006, por concepto de las operaciones de estos campos, incluyendo la participación de los accionistas minoritarios, fue de 2.623 millones de dólares, permitiendo un ahorro a PDVSA y al país de 1.508 millones de dólares, aproximadamente. Producto del incremento en la utilidad operacional del año 2006, y en concordancia con el nuevo rol de PDVSA, de conformidad con los lineamientos y estrategias del Gobierno Bolivariano de Venezuela, durante este año se efectuaron aportes para desarrollo social por 13.784 millones de dólares (los cuales incluyen 6.855 millones de dólares de aportes al Fonden), representando un incremento de 6.875 millones de dólares, en comparación con los aportes del año 2005, que fueron por 6.909 millones de dólares. Asimismo, durante el año 2006 se causó un gasto de impuesto sobre la renta de 4.031 millones de dólares, resultando una utilidad neta en el ejercicio de 5.452 millones de dólares. Como consecuencia de los resultados en las operaciones del año 2006, los activos totales de PDVSA se incrementaron en 10.164 millones de dólares, al pasar de 70.365 millones en el año 2005, a 80.529 millones en el año 2006, fundamentalmente, por el aumento en las propiedades, planta y equipos, producto de la decisión de migrar los extintos convenios operativos a empresas mixtas, en el marco de la política de plena soberanía petrolera ordenada por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Asimismo, durante el año 2006 se incrementó el patrimonio consolidado de PDVSA en 6.008 millones de dólares, al pasar de 47.095 millones de dólares en el año 2005, a 53.103 millones de dólares en 2006. Los desembolsos por inversiones a nivel Nación totalizaron 5.826 millones de dólares, superior en 1.948 millones de dólares, es decir un 50% superior al año 2005, que fue de 3.878 millones de dólares. El 77,6 % de estas inversiones se acometieron el negocio de Exploración y Producción y de PDVSA Gas, con énfasis en los programas y proyectos orientados hacia el cumplimiento de los objetivos de generación de potencial y de mantenimiento de la capacidad de producción, con lo cual se han fijado las bases y forjado el camino hacia la consolidación del Plan Siembra Petrolera 2006-2012. En lo que respecta a PDVSA Gas, adicionalmente merece destacarse el arranque en firme de proyectos de alto impacto social y vinculados con el sector industrial, tales como: la Interconexión Centro Occidente (ICO), el Complejo Criogénico de Occidente (CCO), Gasoducto Barbacoa – Cumaná – Margarita, CIGMA y el Proyecto Mariscal Sucre.

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Aportes Pagados a la Nación

La contribución total pagada a la Nación en el ejercicio 2006 se ubicó en 39.206 millones de dólares, superior en 14.206 millones de dólares, es decir un 57% a la del año 2005, que fue de 25 mil millones de dólares. La contribución incluye: 1.317 millones de dólares por concepto de pago de dividendos, 17.505 millones de dólares por regalía, 797 millones de dólares por impuesto de extracción y 7.594 millones de dólares por impuesto sobre la renta. Asimismo, PDVSA realizó aportes para financiar programas y proyectos establecidos por el Ejecutivo Nacional como una contribución para el desarrollo social e integral del país, por 11.993 millones de dólares, entre los cuales destacan los aportes realizados a FONDESPA por 229 millones de dólares, 6.855 millones de dólares para FONDEN y 4.909 millones de dólares para misiones y comunidades.

95

VI. Anexo Informe de los Contadores Públicos Independientes Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2006 y 2005 Balances Generales Consolidados Estados Consolidados de Resultados Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo Notas a los Estados Financieros Consolidados

96

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005 Con el Informe de los Contadores Públicos Independientes

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

Tabla de Contenido

Páginas Informe de los Contadores Públicos Independientes

1-2

Balances Generales Consolidados

3

Estados Consolidados de Resultados

4

Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio

5

Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo

6

Notas a los Estados Financieros Consolidados: (1)

Entidad de Reporte

(2)

Bases de Preparación: (a) (b) (c) (d)

(3)

Declaración de Cumplimiento Bases de Medición Moneda Funcional y de Presentación Uso de Estimados y Juicios

7

8 8 8 8-9

Políticas de Contabilidad Significativas: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) (l) (m) (n) (o) (p) (q) (r) (s) (t) (u)

Bases de Consolidación Monedas Distintas al Dólar Instrumentos Financieros Cuentas por Cobrar Comerciales Inventarios Propiedades, Plantas y Equipos Activos Arrendados Deterioro del Valor de los Activos Impuesto sobre la Renta Operaciones Descontinuadas Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro Provisiones Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos Reconocimiento de Ingresos Costos de Investigación y Desarrollo Convenios Operativos Información por Segmentos Equivalentes de Efectivo Gastos para el Desarrollo Social Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente

9-10 11 11-12 12 12 12-13 13 14 14-15 15 15-16 16 17 17 17 17 18 18 18 18-19 19

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Tabla de Contenido, continuación

Páginas (4)

Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV)

20

(5)

Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar

21

(6)

Efectivo Restringido

(7)

Documentos y Cuentas por Cobrar

25

(8)

Inventarios

26

(9)

Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos

26

22-25

(10) Inversiones en Compañías Afiliadas

27-28

(11) Propiedades, Plantas y Equipos

29-34

(12) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos

34-35

(13) Asociaciones con Terceros: (a) (b) (c) (d) (e) (f)

Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco Convenios de Asociación en Áreas Nuevas Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera – Plataforma Deltana Acuerdo en Materia de Orimulsión® Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe

(14) Cuentas por Pagar a Proveedores

35-36 36-37 38-40 40-41 41 42

42

(15) Impuestos: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Impuesto sobre la Renta Regalías Impuesto de Extracción Impuesto Superficial Impuesto de Registro de Exportación Impuesto al Valor Agregado (IVA) Impuesto de Consumo General Impuesto al Débito Bancario

43-48 48-49 49 50 50 50-51 51 51

(16) Instrumentos Financieros: (a) (b) (c)

Determinación del Valor Razonable de los Instrumentos Financieros Acuerdos de Actividades Derivativas, Opciones y Tasas de Interés Concentración de Riesgo Crediticio

(17) Deuda a Largo Plazo

51-53 53 53 54-58

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Tabla de Contenido

Páginas (18) Capital Social y Reservas

58

(19) Beneficios a los empleados y Otros Beneficios Post-retiro: (a) (b)

Planes de Ahorro con Aportes Definidos Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación

59 59-64

(20) Acumulaciones y Otros Pasivos

65-66

(21) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas

66-72

(22) Información por Zonas Geográficas y Segmentos de Operaciones

72-76

(23) Compromisos y Contingencias

76-79

(24) Información sobre Operaciones de Producción (25) Operación Descontinuada

80 81-82

(26) Nuevas Contribuciones Legales: (a) (b)

Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas

82 82

(27) Eventos Subsecuentes: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k) (l) (m)

Adquisición de Compañías del Sector Eléctrico Impuesto al Valor Agregado (IVA) Asociaciones con Terceros Emisión de Bonos y Otros Financiamientos Convenio Cambiario N° 9 Ley Habilitante Ley de Reconversión Monetaria Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos Beneficios a Empleados Acciones Legales en Contra de PDVSA y sus Filiales Certificación de Reservas en el Bloque Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco Venta de Inversiones en Afiliadas de CITGO Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas

(28) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y

Gas (no auditada)

83 84 84 84-85 85 86 86 86 86 86-87 87 87 87

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Balances Generales Consolidados (En millones de dólares estadounidenses)

Activo

Nota

Activo circulante: Efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo restringido Créditos fiscales por recuperar Documentos y cuentas por cobrar Inventarios Gastos pagados por anticipado y otros activos

1.875 848 776 9.546 7.003 2.985

1.800 1.925 647 7.978 5.621 894

23.033

18.865

1.928 3.460 2.503 42.503 3.443 3.659

2.978 3.364 3.442 35.959 2.672 3.085

80.529

70.365

13-c

-

9.788

14 17 15-a 19 20

6.379 652 2.487 374 9.263

4.993 729 4.305 313 4.779

19.155

15.119

17

2.262

2.704

19 15-a 20

1.731 2.089 2.189

1.584 2.042 1.821

27.426

23.270

53.103

47.095

80.529

70.365

-

9.788

3-r 6 15-f 7 8 9

Total activo circulante Efectivo restringido, neto de porción circulante Créditos fiscales por recuperar, neto de porción circulante Inversiones en compañías afiliadas Propiedades, plantas y equipos, neto Impuesto sobre la renta diferido Cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos

6 15-f 10 11 15-a 12

Total activo Cuentas de orden

31 de diciembre de 2006 2005

Pasivo y Patrimonio Pasivo circulante: Cuentas por pagar a proveedores Porción circulante de la deuda a largo plazo Impuesto sobre la renta por pagar Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro Acumulaciones y otros pasivos Total pasivo circulante Deuda a largo plazo, neto de porción circulante Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro, neto de porción circulante Impuesto sobre la renta diferido Acumulaciones y otros pasivos, neto de porción circulante Total pasivo Patrimonio, véanse los estados consolidados de movimiento de las cuentas de patrimonio

18

Total pasivo y patrimonio Cuentas de orden per-contra

13-c

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros consolidados. 3

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Estados Consolidados de Resultados (En millones de dólares estadounidenses)

Nota Operaciones continuas: Ventas de petróleo crudo y sus productos: Exportaciones y en el exterior En Venezuela Otras ventas

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005

21

Costos y gastos: Compras de petróleo crudo y sus productos Gastos de operación Gastos de exploración Depreciación y amortización Deterioro de activos Gastos de venta, administración y generales Regalías y otros impuestos Gastos de financiamiento Otros egresos, neto

96.779 2.233 255

81.105 1.408 402

99.267

82.915

38.778 14.820 100 3.652 (93) 2.184 18.435 267 361

32.001 14.034 118 3.191 20 1.667 13.318 183 426

78.504

64.958

1.072 1.432

1.074 -

23.267

19.031

13.784

6.909

9.483

12.122

4.031

5.793

5.452

6.329

-

154

5.452

6.483

4.994 458

6.469 14

5.452

6.483

13, 21

11 11 15

Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas Ganancia en venta de inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P.

10, 21 10

Ganancia antes de gastos para el desarrollo social e impuesto sobre la renta Gastos para el desarrollo social

6, 12, 21

Ganancia antes de impuesto sobre la renta Impuesto sobre la renta

15-a

Ganancia neta de operaciones continuas Operación descontinuada: Ganancia de operación descontinuada, neta de impuesto

25

Ganancia neta Ganancia neta: Atribuible al Accionista de la Compañía Intereses minoritarios

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros consolidados. 4

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Estados Consolidados de Movimiento de las Cuentas de Patrimonio Años terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005 (En millones de dólares estadounidenses)

Nota Saldos al 31 de diciembre de 2004 Ganancia neta Transferencia a reservas Anticipos al Accionista a cuenta de dividendos

18

Saldos al 31 de diciembre de 2005 Ganancia neta Transferencia a reservas Distribución patrimonial del Accionista Aporte adicional del Accionista Interés de los inversionistas minoritarios de las empresas mixtas en el aporte adicional del Accionista Dividendos pagados Saldos al 31 de diciembre de 2006

Capital social

Patrimonio Atribuíble al Accionista de la Compañía Total Utilidades Retenidas Reservas Aporte patrimonio legales y Pérdidas adicional del atribuible otras acumuladas Total Accionista al Accionista

Intereses minoritarios

Total patrimonio

39.094

8.662

(5.894)

2.768

-

41.862

67

41.929

-

163 -

6.469 (163) (1.317)

6.469 (1.317)

-

6.469 (1.317)

14 -

6.483 (1.317)

39.094

8.825

(905)

7.920

-

47.014

81

47.095

458 (70) -

5.452 (2.879) 5.151

25 18

-

262 (227) -

13-c 18

-

-

(1.716)

39.094

8.860

(471)

Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros consolidados.

5

4.994 (262) (2.582) -

4.994 (2.809) -

5.151

4.994 (2.809) 5.151

(1.716)

(1.918) -

(1.918) (1.716)

1.918 -

(1.716)

8.389

3.233

50.716

2.387

53.103

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Estados Consolidados de Movimiento del Efectivo (En millones de dólares estadounidenses) Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Movimiento del efectivo proveniente de las actividades operacionales: Ganancia neta Ajustes para conciliar la ganancia neta con el efectivo neto provisto por (usado en) las actividades operacionales Depreciación y amortización, operaciones continuas Depreciación y amortización, operación descontinuada Deterioro del valor de los activos Costo de obligaciones por retiro de activos Impuesto sobre la renta diferido Pérdida por transacciones en moneda extranjera Provisión para beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas, operaciones continuas Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas, operación descontinuada Ganancia en venta de inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P Ajuste al valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo Aumento (disminución) de la estimación para cuentas de cobro dudoso Cambios en activos operacionales Documentos y cuentas por cobrar Inventarios Gastos pagados por anticipado y otros activos Créditos fiscales por recuperar Cambios en pasivos operacionales Cuentas por pagar a proveedores Impuesto sobre la renta por pagar, acumulaciones y otros pasivos Pagos de beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro Total ajustes

5.452

6.483

3.652 (93) 195 (724) 486 969 (1.072) (1.432) 822 (12)

3.191 143 20 32 (878) 34 976 (1.074) (103) 806 19

(3.956) (1.562) (2.212) (313)

(4.469) (1.084) (292) (1.282)

1.659 2.856 (611)

680 2.881 (488)

(1.348)

Efectivo neto provisto por las actividades operacionales Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de inversión: Adquisiciones de propiedades, plantas y equipos, neto (Aumento) disminución del efectivo restringido, neto de aportes a los fideicomisos por US$229 millones en el 2006 y US$2.000 millones en el 2005 Venta de la inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P. Incorporación de nuevas afiliadas Dividendos recibidos de compañías afiliadas Otras variaciones en inversiones Efectivo neto usado en las actividades de inversión Movimiento del efectivo proveniente de las actividades de financiamiento: Aumento de la deuda a largo plazo Pagos de la deuda a largo plazo Dividendos pagados Anticipos al Accionista a cuenta de dividendos Efectivo neto usado en las actividades de financiamiento Aumento neto en el efectivo y equivalentes de efectivo

(888)

4.104

5.595

(7.205)

(3.938)

2.127 1.774 (202) 1.236 55

(1.155) 1.123 31

(2.215)

(3.939)

(497) (1.317) -

879 (1.166) (1.317)

(1.814)

(1.604)

75

52

Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del año

1.800

1.748

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del año

1.875

1.800

68 25.896 11.993

442 16.396 7.287

Información complementaria: Desembolsos importantes de efectivo en el año Intereses, neto del monto registrado como activos Impuesto sobre la renta, regalías y otros impuestos Gastos para el desarrollo social Transacciones importantes que no requirieron de efectivo Compensación de cuentas Dividendos pagados mediante cesión de pagarés Distribución patrimonial del Accionista - Pequiven, neto del interés minoritario Aporte adicional del Accionista, neto del interés minoritario Las notas que se acompañan forman parte de los estados financieros consolidados.

6

1.317 399 (2.809) 3.233

951 126 -

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

(1)

Entidad de Reporte Petróleos de Venezuela, S.A. es una compañía constituida y domiciliada en la República Bolivariana de Venezuela y está ubicada en el Edificio Petróleos de Venezuela, Torre Este, Avenida Libertador, La Campiña, Apartado N° 169, Caracas 1010-A. Petróleos de Venezuela, S.A. y sus filiales (PDVSA o la Compañía) es propiedad de la República Bolivariana de Venezuela y su control, como Accionista, es ejercido a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (antes Ministerio de Energía y Petróleo - MENPET). PDVSA es responsable, en Venezuela, del desarrollo de la industria de los hidrocarburos; así como también, de planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades de sus empresas, tanto en Venezuela como en el exterior (véanse las notas 3-a, 13, 27-a y 27-c). La mayoría de las filiales en el exterior están involucradas en las actividades de refinación y comercialización en los Estados Unidos de América, Europa y el Caribe. Los estados financieros consolidados de PDVSA, al y por los años terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, comprenden la Compañía, sus afiliadas y las entidades controladas conjuntamente. Las principales actividades de PDVSA están reguladas por la Ley Orgánica de Hidrocarburos; las operaciones relacionadas con gas se regulan por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre de 1999 y su Reglamento de junio de 2000. En la Gaceta Oficial N° 38.443, publicada el 24 de mayo de 2006, se decretó la Ley de Reforma Parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, que estaba vigente desde el año 2002. Entre los aspectos más relevantes de esta reforma, que afectan a PDVSA, se encuentra la creación de los siguientes impuestos: ƒ

Impuesto de Extracción: establece una tasa de un tercio del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida en la Ley para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial.

ƒ

Impuesto de Registro de Exportación: establece una tasa de uno por mil sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio de venta de dichos hidrocarburos.

Con base en la nueva responsabilidad social de PDVSA, establecida en los Artículos Nº 302 y N° 311 de la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela y en el Artículo Nº 5 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, referidos a la participación de PDVSA en el desarrollo social e integral del país, y con la finalidad de apoyar las obras o servicios destinados al desarrollo de infraestructura y vialidad, actividades agrícolas, de salud y educación, y a cualquier otra inversión productiva en Venezuela, PDVSA participa en diferentes programas establecidos por el Ejecutivo Nacional (véanse las notas 6, 12 y 21).

7

(Continúa)

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

(2)

Bases de Preparación (a)

Declaración de Cumplimiento Los estados financieros consolidados están preparados de acuerdo con Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), adoptadas por la Junta de Normas Internacionales de Contabilidad (International Accounting Standards Board - IASB) y sus interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones de las Normas Internacionales de Información Financiera – CINIIF (International Financial Reporting Interpretations Committee – IFRIC) de la IASB. El 14 de junio de 2007, la Junta Directiva aprobó someter a consideración de la Asamblea de Accionista los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2006, los cuales serán presentados próximamente a dicha Asamblea de Accionista estimándose que sean aprobados sin ninguna modificación. Los estados financieros consolidados del año terminado el 31 de diciembre de 2005, fueron aprobados por la Asamblea de Accionista el 3 de octubre de 2006.

(b)

Bases de Medición Los estados financieros consolidados han sido preparados sobre las bases del costo histórico, excepto por ciertos activos y pasivos que se presentan a su valor razonable. Los activos medidos y presentados a su valor razonable son los siguientes: instrumentos financieros derivados, créditos fiscales por recuperar y cuentas por cobrar a largo plazo a entes ejecutores de proyectos sociales y convenios energéticos. Los métodos usados para medir los valores razonables son discutidos más ampliamente en la nota 16.

(c)

Moneda Funcional y de Presentación Los estados financieros consolidados están presentados en dólares estadounidenses (dólar o $), la cual es la moneda funcional de la Compañía debido a que el principal ambiente económico de las operaciones de PDVSA es el mercado internacional para el petróleo crudo y sus productos. Adicionalmente, una porción significativa de los ingresos y el endeudamiento a largo plazo; así como también, la mayor parte de los costos, gastos e inversiones están denominados en dólares. Toda la información financiera presentada en dólares ha sido aproximada a millones.

(d)

Uso de Estimados y Juicios Para la preparación de los estados financieros consolidados se requiere que la gerencia realice estimaciones, juicios y suposiciones que afectan la aplicación de las políticas contables y los montos presentados de activos, pasivos, ingresos y gastos. La Compañía aplica sus mejores estimaciones y juicios; sin embargo, los resultados finales podrían diferir de esos estimados.

8

(Continúa)

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

Los estimados y suposiciones relacionadas se basan en la experiencia y algunos otros factores que se consideran razonables en las circunstancias actuales, cuyo resultado es la base para formar los juicios sobre el valor en libros de los activos y pasivos que no son fácilmente determinables por otras fuentes. Los estimados y suposiciones son revisados periódicamente, y las revisiones de estos estimados contables son reconocidas en el mismo período y en los períodos futuros afectados. Las áreas significativas de incertidumbre de estimación y juicios críticos, en la aplicación de políticas contables que tienen un efecto significativo sobre los montos reconocidos en los estados financieros, son las siguientes: ƒ

Nota 11 - depreciación y amortización

ƒ

Nota 15 - impuesto sobre la renta diferido y uso de pérdidas fiscales

ƒ

Nota 16 - valuación de instrumentos financieros

ƒ

Nota 19 - medición de obligaciones de beneficios de jubilación definidos por contrato y otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación.

ƒ

Nota 23 – compromisos y contingencias

Las operaciones de PDVSA podrían verse afectadas por el efecto del clima político, legislativo, regulador y legal, tanto nacional como internacionalmente. Adicionalmente, los cambios importantes en los precios o en la disponibilidad del petróleo crudo y sus productos podrían tener un impacto en los resultados de sus operaciones, en algún año en particular. (3)

Políticas de Contabilidad Significativas Las políticas de contabilidad han sido aplicadas consistentemente para todos los años presentados en estos estados financieros consolidados, y han sido aplicadas consistentemente por sus filiales, afiliadas y entidades controladas conjuntamente. Se han hecho algunas reclasificaciones a los estados financieros consolidados del año 2005, para conformar su presentación con la clasificación usada en el año 2006. Adicionalmente, los estados consolidados de resultados comparativos han sido presentados como si la operación descontinuada durante el año corriente hubiese ocurrido desde el inicio del año comparativo (véase la nota 25). (a)

Bases de Consolidación Inversiones en Compañías Filiales Las compañías filiales son aquellas controladas por PDVSA. El control existe cuando PDVSA tiene el poder para controlar las políticas financieras y operacionales de una entidad con la finalidad de obtener beneficios a partir de sus actividades. Para evaluar el control, se toman en consideración los potenciales derechos de votación que pueden ser ejercidos o transados. Los estados financieros de las filiales se incluyen en los estados financieros consolidados desde la fecha en que el control comienza hasta la fecha en que el control cesa.

9

(Continúa)

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Las filiales más importantes, totalmente poseídas son: PDVSA Petróleo, S.A. (PDVSA Petróleo); Corporación Venezolana del Petróleo, S.A. (CVP), PDVSA Gas, S.A. (PDVSA Gas); y Deltaven, S.A. (Deltaven) en Venezuela; PDV Holding, Inc. (PDV Holding) y su principal filial PDV America, Inc. (PDV America) que operan en los Estados Unidos de América. La principal operación de PDVSA en los Estados Unidos de América está representada por CITGO Petroleum Corporation y sus filiales (CITGO), la cual es poseída totalmente por PDV América. El 1° de diciembre de 2005, se publicó en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares, la cual establece que, dentro de los sesenta días siguientes a su publicación, se debe transferir a la República Bolivariana de Venezuela, a título gratuito, las acciones de Petroquímica de Venezuela, S.A. (Pequiven) (véase la nota 25). Hasta el 31 de diciembre de 2005, Pequiven era la filial que tenía a su cargo las actividades del segmento de petroquímica de PDVSA. Entidades Controladas Conjuntamente Las entidades controladas conjuntamente son aquellas en las cuales PDVSA tiene un control conjunto, establecido a través de un acuerdo contractual. PDVSA Petróleo participa, a través de sus filiales consolidadas PDVSA Cerro Negro, S.A. (PDVSA Cerro Negro); PDVSA Sincor, S.A. (PDVSA Sincor); y Corpoguanipa, S.A. (Corpoguanipa), en convenios de asociación para el desarrollo de las reservas de petróleo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco (véanse las notas 13-a y 27-c). Estas filiales de PDVSA Petróleo preparan sus estados financieros reconociendo su cuota-parte en los activos, pasivos, ingresos y costos, de acuerdo con su porcentaje de participación en los negocios conjuntos de dichos convenios de asociación, desde la fecha en que comienza el control conjunto hasta la fecha en que cesa. Inversiones en Compañías Afiliadas Las compañías afiliadas son aquellas en las cuales PDVSA tiene influencia significativa, pero no el poder para controlar decisiones financieras y operacionales. Los estados financieros consolidados incluyen la participación en las ganancias o pérdidas de las afiliadas reconocidas con base en el método de participación patrimonial, desde la fecha en que la influencia significativa comienza hasta la fecha en que cesa. El método de participación patrimonial consiste en incrementar el costo de adquisición de la inversión con la proporción que le corresponde a la tenedora, sobre los resultados de operaciones de la emisora, en los períodos posteriores a la fecha de adquisición. Los dividendos recibidos se rebajan del valor en libros de la inversión. Cuando el valor de la participación de la Compañía en las pérdidas excede su inversión en una afiliada, el valor en libros de la inversión se reduce a cero y cesa el reconocimiento de pérdidas adicionales, excepto en los casos en que PDVSA sea responsable solidaria de las obligaciones incurridas por dichas afiliadas. Transacciones Eliminadas en la Consolidación Los saldos y transacciones con la Casa Matriz y entre filiales (intercompañías); así como cualquier ingreso o gasto no realizado procedente de transacciones intercompañías, son eliminados en la preparación de los estados financieros consolidados.

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(b)

Monedas Distintas al Dólar Transacciones en Monedas Distintas al Dólar Las transacciones en monedas distintas al dólar se convierten a la respectiva moneda funcional de las entidades de la Compañía, utilizando la tasa de cambio de la fecha de la transacción. Los activos y pasivos monetarios denominados en monedas distintas al dólar a la fecha del balance general, se convierten a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a esa fecha. La ganancia o pérdida en cambio en monedas distintas al dólar sobre las partidas monetarias es la diferencia entre el costo neto en la moneda funcional al comienzo del año, ajustado por la tasa efectiva de interés y los pagos durante el año, y el costo neto en moneda extranjera convertido utilizando la tasa de cambio al final del año. Los activos y pasivos no monetarios denominados en monedas distintas al dólar que se presentan a valor razonable, son reconvertidos a la moneda funcional utilizando la tasa de cambio a la fecha en que se determinó el valor razonable. Las ganancias o pérdidas en cambio que resultan de la conversión, se reconocen en el estado consolidado de resultados (véase la nota 5). Estados Financieros de Filiales Domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de América Los activos y pasivos de las filiales domiciliadas fuera de Venezuela y de los Estados Unidos de América, son generalmente convertidos a dólares utilizando la tasa de cambio vigente a la fecha de los estados financieros, y los ingresos y costos utilizando la tasa de cambio promedio ponderada en vigencia durante cada año presentado. El efecto por conversión acumulado no ha sido significativo en los últimos años y es incluido en el patrimonio, como parte de las pérdidas acumuladas. Cuando una operación extranjera es vendida, total o parcialmente, el monto del efecto por conversión asociado a dicha operación es reconocido en el estado consolidado de resultados.

(c)

Instrumentos Financieros Instrumentos Financieros no Derivados Los instrumentos financieros no derivados consisten en efectivo y equivalentes de efectivo, efectivo restringido, créditos fiscales por recuperar, documentos y cuentas por cobrar, cuentas por cobrar a largo plazo, cuentas por pagar a proveedores, deuda a largo plazo y otros pasivos. Los instrumentos financieros no derivados se reconocen inicialmente a su valor razonable. Un instrumento financiero se reconoce cuando la Compañía se obliga o compromete con las cláusulas contractuales del mismo. Los activos financieros se reversan si los derechos contractuales de la Compañía sobre los flujos de efectivo del activo expiran o si la Compañía transfiere el activo financiero a otra entidad sin retener el control o una porción significativa de los riesgos y beneficios del activo. Las compras y ventas de activos financieros realizadas utilizando los procedimientos usuales se contabilizan a la fecha de la negociación, que generalmente es la fecha en que la Compañía se compromete a comprar o vender el activo. Los pasivos financieros se extinguen cuando la obligación contractual específica de la Compañía expira o se cancelan.

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Instrumentos Financieros Derivados PDVSA utiliza instrumentos financieros derivados para reducir la exposición a los riesgos de productos básicos definidos y de tasas de interés que resultan de sus actividades operacionales y financieras. De conformidad con su política corporativa, PDVSA no emite ni mantiene en su poder instrumentos financieros derivados para fines de comercialización o especulación. Los instrumentos financieros derivados son contabilizados inicialmente a su costo de adquisición y, posteriormente, son ajustados a su valor razonable reconociéndose cualquier efecto en el estado consolidado de resultados. Los efectos de los cambios en los valores razonables de los instrumentos financieros derivados durante los años 2006 y 2005, no son significativos y están incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro otros egresos, neto. (d)

Cuentas por Cobrar Comerciales Las cuentas por cobrar comerciales son contabilizadas por el monto facturado y se presentan netas de la estimación para cuentas de cobro dudoso, la cual representa el monto de pérdidas que, probablemente, se producirán en las cuentas por cobrar. La Compañía efectúa dicha estimación con base en la antigüedad de los saldos y en los resultados de la evaluación de la cartera de clientes.

(e)

Inventarios Los inventarios se valoran al costo o al valor neto de realización, el que sea menor. El costo de los inventarios de petróleo crudo y sus productos, se calcula utilizando el método de costo promedio. Los materiales y suministros están valorados, principalmente, al costo promedio neto de estimación para cubrir posibles pérdidas y se clasifican en dos grupos: activo circulante y activo no circulante.

(f)

Propiedades, Plantas y Equipos Las propiedades, plantas y equipos se presentan al costo, neto de depreciación acumulada y pérdidas por deterioro (véase la nota 3-h). Se utiliza el método de contabilidad de esfuerzos exitosos para las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas. Los costos de pozos de desarrollo, planta y equipos relacionados y las propiedades dedicadas a la explotación de petróleo y gas se contabilizan como parte del costo de los activos. Los costos de pozos exploratorios se contabilizan como activos hasta que se determine si resultan comercialmente viables y, en caso contrario, se cargan a los gastos de operación. Otros egresos por exploración, incluyendo los costos geológicos y geofísicos, se cargan a los gastos de operación, al incurrirse. Los costos de mantenimiento mayor o de una reparación general se capitalizan en los casos en que son identificados como un componente separado del activo al que corresponda el mantenimiento o reparación, y son depreciados en el período comprendido entre un mantenimiento y otro. Los desembolsos por mantenimiento, reparaciones y renovaciones menores efectuados para mantener las instalaciones en estado operativo normal se cargan a gastos. Las ganancias o pérdidas que surgen de los retiros o desincorporaciones de activos, se incluyen en los resultados del año.

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Los costos de las propiedades, plantas y equipos también incluyen, cuando es relevante, los montos asociados con obligaciones por retiro de activos (véase la nota 3-m). Los costos de financiamiento de proyectos que requieren altas inversiones en períodos de construcción a largo plazo, y los incurridos por financiamiento específico de proyectos, se reconocen como parte de los activos correspondientes y se amortizan durante la vida útil estimada de esos activos. El costo de activos construidos por cuenta propia incluye el costo de materiales y mano de obra directa así como cualquier otro costo directo atribuible para la puesta en operación; también incluye el costo de desmantelamiento y remoción en el lugar donde es construido. Todos los desembolsos relacionados con la construcción o adquisición de propiedades, plantas y equipos durante la etapa previa a su puesta en servicio, se presentan al costo como obras en progreso. Una vez que los activos están listos para su uso, se transfieren al componente respectivo de propiedades, plantas y equipos y se comienzan a depreciar o amortizar. La depreciación y amortización de los costos capitalizados dedicados a la producción de petróleo crudo y gas, son determinados según el método de unidades de producción por campo, usando como base las reservas probadas desarrolladas. Las tasas usadas se revisan anualmente, con base en un estudio de reservas y se aplican en forma retroactiva al inicio del año. Los costos capitalizados de las demás plantas y equipos se deprecian durante su vida útil estimada, principalmente, utilizando el método de línea recta, cuya vida útil promedio para los activos de refinación y demás plantas oscila entre 17 y 25 años; para las edificaciones administrativas 20 años; para los activos de mejoramiento de crudo extrapesado 21 años; y para los activos remanentes entre 3 y 10 años. Adicionalmente, los activos adquiridos bajo arrendamiento financiero son depreciados utilizando el método de línea recta en aproximadamente 10 años, lo cual se aproxima a la vida útil promedio, siendo la propiedad de estos activos transferida al término del arrendamiento. (g)

Activos Arrendados Los arrendamientos bajo los cuales la Compañía asume substancialmente todos los riesgos y beneficios de la propiedad, son clasificados como arrendamientos financieros. Al momento del reconocimiento inicial, el activo arrendado se valora al monto menor entre su valor razonable y el valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento. Luego del reconocimiento inicial, el activo se contabiliza de acuerdo con las políticas contables aplicables al mismo. Los demás arrendamientos se consideran operativos; por lo tanto, estos activos arrendados no se reconocen en el balance general consolidado (véase la nota 11).

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(h)

Deterioro del Valor de los Activos PDVSA revisa el valor en libros de sus activos, en cada fecha de los estados financieros, para determinar si existe algún indicio de deterioro. Una pérdida por deterioro se reconoce cuando el valor en libros de un activo o su unidad generadora de efectivo excede a su valor recuperable. Una unidad generadora de efectivo es el grupo de activos identificable más pequeño que genera flujos de efectivo en forma sustancialmente independiente de otros activos o grupos de activos. La recuperabilidad de los activos que son mantenidos y utilizados, se mide comparando su valor en libros contra los flujos futuros de efectivo netos y descontados, los cuales se espera que sean generados por dichos activos. Si el valor en libros de los activos excede al valor estimado de los flujos futuros descontados de efectivo, se reconoce un cargo por deterioro en los resultados del año por el monto de dicho exceso. El costo del activo correspondiente es presentado neto de este cargo por deterioro. El deterioro es determinado por la Compañía con base en las unidades generadoras de efectivo, de acuerdo con sus segmentos de negocio, ubicaciones geográficas y el uso final de la producción generada por cada una de ellas. Las pérdidas por deterioro podrían ser revertidas únicamente si la reversión está relacionada con un cambio en las estimaciones utilizadas después que la pérdida por deterioro fue reconocida (véase la nota 11).

(i)

Impuesto sobre la Renta El gasto de impuesto sobre la renta comprende el impuesto corriente y el impuesto diferido. El gasto de impuesto sobre la renta se reconoce en los resultados de cada año, excepto cuando se refiere a partidas que deben reconocerse directamente en el patrimonio. El impuesto corriente es el impuesto por pagar esperado calculado sobre la ganancia gravable del año utilizando la metodología establecida por la legislación vigente, las tasas de impuesto vigentes a la fecha del balance general, y cualquier ajuste al impuesto por pagar de años anteriores. El impuesto sobre la renta diferido se contabiliza utilizando el método de balance general. Los activos y pasivos diferidos se reconocen por las consecuencias fiscales futuras atribuibles a diferencias entre los montos de los activos y pasivos presentados en el balance general y su correspondiente base fiscal, así como por las pérdidas de operación y créditos fiscales trasladables a períodos futuros. El valor de los activos y pasivos diferidos se determina utilizando las tasas de impuestos que se espera serán aplicables a la ganancia gravable en el año en que las diferencias temporales serán recuperadas o canceladas, según la legislación vigente. El efecto sobre los activos y pasivos diferidos por cambios en las tasas de impuesto se reconoce en los resultados del año en que inician su vigencia. Un impuesto diferido activo se reconoce solamente hasta el monto que es probable que estén disponibles ganancias gravables futuras sobre las cuales compensarlo. Los impuestos diferidos activos son reversados a la fecha de presentación de los estados financieros consolidados y se reversan en la medida en que se reduce la probabilidad de que el beneficio fiscal relacionado pueda realizarse.

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El impuesto sobre la renta relacionado con la distribución de dividendos, determinado con base en las disposiciones legales de cada jurisdicción fiscal, es reconocido como un pasivo cuando se genera la obligación del pago de dichos dividendos. (j)

Operaciones Descontinuadas Una operación descontinuada es un componente del negocio de la Compañía representado por un segmento operativo o área geográfica de importancia, que ha sido separada del resto de las operaciones y ha sido desincorporada o clasificada como mantenida para la venta, o una filial adquirida exclusivamente para la reventa. La clasificación como una operación descontinuada se produce cuando se retira, se vende o se ha dispuesto de ella por otra vía, o cuando la operación reúne los criterios para ser clasificada como mantenida para la venta, si esto ocurre primero. Cuando una operación es clasificada como una operación descontinuada, el estado consolidado de resultados comparativo es reestructurado, como si la operación hubiese sido descontinuada desde el inicio del año comparativo (véase la nota 25).

(k)

Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro Indemnizaciones Laborales Las indemnizaciones por terminación de la relación laboral de los trabajadores en Venezuela se reconocen cuando se causan, de acuerdo con la legislación laboral y con los contratos colectivos vigentes. La mayor parte de las indemnizaciones han sido depositadas en cuentas de fideicomiso a favor de los trabajadores. En enero de 2005, PDVSA suscribió una Convención Colectiva de Trabajo con vigencia hasta enero de 2007, con lo cual se introducen mejoras salariales y beneficios sociales a los trabajadores de la nómina contractual (véase la nota 27-i). Plan de Jubilación La obligación neta de PDVSA, con respecto a planes de beneficios de jubilación definidos por contrato, es calculada por separado para cada participante en el plan, estimando el monto del beneficio futuro que los empleados han adquirido a cambio de sus servicios durante el período actual y períodos previos; ese beneficio es descontado para determinar su valor actual y se le deduce el valor justo de mercado de los activos asociados al plan. La tasa de descuento debe reflejar el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones. El cálculo es realizado por un actuario independiente usando el método de crédito por unidad proyectada.

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Las mejoras en los beneficios del plan, relacionadas con costos de servicios pasados, son reconocidas como un gasto en el estado consolidado de resultados sobre la base del período estimado que, en promedio, transcurrirá hasta el momento en que los beneficios sean un derecho adquirido. En la medida en que dichos beneficios sean un derecho adquirido irrevocable después de su aprobación, el gasto es reconocido, de manera inmediata, en el estado consolidado de resultados. La Compañía contabiliza como ingreso o como gasto una porción correspondiente al importe de sus ganancias o pérdidas actuariales no reconocidas, que exceda 10% al mayor de los siguientes montos: a) el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos en esa fecha; y b) el valor razonable de los activos del plan en esa fecha. El monto resultante es dividido entre la vida laboral restante promedio de los empleados que participan en el plan. Estos límites son calculados y aplican por separado para cada uno de los planes de beneficios definidos. Beneficios Post-retiro Diferentes a Jubilación La obligación neta con respecto a otros beneficios post-retiro diferentes a jubilación, definidos por contrato, es el monto de beneficios futuros que los empleados hayan ganado a cambio de sus servicios durante el período actual y los períodos previos. Estos beneficios incluyen planes de salud y odontológicos, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. La obligación se calcula utilizando el método de crédito por unidad proyectada, se descuenta para reflejar su valor actual y se le deduce el valor justo de los activos relacionados, si los hubiere. La tasa de descuento debe reflejar el rendimiento que, a la fecha de los estados financieros consolidados, presenten instrumentos financieros emitidos por instituciones de alta calificación crediticia y que tengan fechas de vencimiento cercanas a los plazos en que deben ser pagadas dichas obligaciones. Los costos de servicios pasados y las ganancias o pérdidas actuariales se reconocen usando la misma metodología del plan de jubilación definido por contrato. (l)

Provisiones Una provisión se reconoce si como resultado de un evento pasado la Compañía ha incurrido en una obligación legal o formal que se pueda estimar de manera confiable, y sea probable que se requiera el desembolso de beneficios económicos para pagar la obligación. En concordancia con la política ambiental establecida por PDVSA y las normativas legales aplicables, se reconoce un pasivo cuando los costos son probables y pueden ser razonablemente estimados. Los desembolsos relacionados con la conservación del ambiente, que están vinculados con ingresos por operaciones actuales o futuras, son contabilizados como gastos o activos, según correspondan. Los desembolsos relacionados con operaciones del pasado, que no contribuyan a la obtención de ingresos corrientes o futuros, son cargados a gastos. La creación de estas provisiones coincide con la identificación de una obligación relacionada con remediación ambiental, para la cual PDVSA tiene información adecuada para determinar un estimado razonable del respectivo costo. Los ajustes subsiguientes a los estimados, de ser necesarios, se efectúan al obtener información adicional.

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(m)

Costos Asociados a Obligaciones por Retiro de Activos PDVSA capitaliza los costos estimados asociados a obligaciones por retiro de activos destinados a las actividades de exploración y producción de petróleo y gas y otras instalaciones industriales, con base en el plan de desincorporación futura de tales activos. El costo es capitalizado como parte del activo de larga duración relacionado y se amortiza con cargo a los costos operativos, durante el período de su vida útil. Las obligaciones asociadas al retiro de activos de larga duración, se reconocen al valor razonable en la fecha cuando dicha obligación es incurrida, con base en flujos futuros descontados. La determinación de los valores razonables se basa en las regulaciones y tecnologías existentes.

(n)

Reconocimiento de Ingresos Los ingresos provenientes de ventas de petróleo crudo, gas natural, productos refinados y otros, de las filiales en Venezuela y en el exterior, se reconocen en el estado de resultados cuando los riesgos y los derechos significativos derivados de la propiedad han sido transferidos al comprador, la recuperación de la respectiva cuenta por cobrar es probable, existe suficiente evidencia de un acuerdo de venta y los precios han sido fijados o son determinables. En su mayoría, esas transferencias están regidas por los términos de entrega estipulados en los contratos con los clientes. En el caso de los ingresos provenientes de actividades distintas al negocio principal de la Compañía, éstos se reconocen cuando el ingreso ha sido realizado. No se reconocen ingresos si existe incertidumbre significativa en cuanto a la recuperación de la obligación adquirida por el comprador.

(o)

Costos de Investigación y Desarrollo Estos costos son cargados a gastos de operación al incurrirse. Durante los años 2006 y 2005, los montos cargados a gastos por este concepto fueron de $126 millones y $98 millones, respectivamente.

(p)

Convenios Operativos Los convenios operativos de la primera, segunda y tercera ronda, firmados por PDVSA con empresas nacionales e internacionales en los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente, estuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006. A partir de esa fecha las actividades que llevaban a cabo esos convenios operativos fueron asumidas por empresas mixtas creadas con una participación mayoritaria de PDVSA (véase la nota 13-c). Hasta el 31 de marzo de 2006, los saldos correspondientes a las operaciones relacionadas con los convenios operativos se controlaron mediante cuentas de orden, debido a que los respectivos pagos estaban sujetos al cumplimiento de ciertas variables y condiciones establecidas en los contratos. En dichas cuentas de orden se contabilizaban las propiedades, plantas y equipos, depreciación, y los costos y gastos no capitalizables relacionados con los referidos convenios. En estos convenios operativos estaban previstos pagos periódicos por honorarios de operación y de capital, o estipendio, con base en la producción de petróleo crudo y sujeto a ciertas limitaciones. Los montos reconocidos por honorarios y estipendios eran contabilizados como parte de los gastos de operación.

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(q)

Información por Segmentos Un segmento es un componente identificable de PDVSA que se dedica a proveer productos o servicios (segmento operativo), o que se dedica a proveer productos o servicios dentro de un entorno económico particular (segmento geográfico), que está sujeto a riesgos y beneficios específicos y diferentes de otros segmentos. PDVSA ha determinado que sus segmentos de negocios son aquellos basados en la metodología que utiliza la gerencia para sus informes internos. PDVSA identifica tales segmentos con base en sus unidades de negocios y geográficamente. Los segmentos operativos de PDVSA incluyen las actividades de exploración y producción del crudo (aguas arriba); refinación, comercio y suministro (aguas abajo); y gas. Las actividades de petroquímica fueron incluidas hasta el año 2005 (véase la nota 25).

(r)

Equivalentes de Efectivo PDVSA considera como equivalentes de efectivo las colocaciones y depósitos a plazo, con vencimientos originales menores a tres meses y disponibles en base corriente que, al 31 de diciembre de 2006 y 2005, eran de aproximadamente $822 millones y $742 millones, respectivamente.

(s)

Gastos para el Desarrollo Social Corresponde a los aportes para los programas y proyectos sociales, a través de los cuales PDVSA participa en el desarrollo social e integral del país (véanse las notas 1, 6 y 21). Estos aportes son reconocidos directamente como gastos para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los desembolsos.

(t)

Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos Varias normas nuevas y enmiendas e interpretaciones a las normas actuales aún no están vigentes para el año terminado el 31 de diciembre de 2006, y no se han aplicado en la preparación de estos estados financieros consolidados. Las más importantes para PDVSA son las siguientes: ƒ

La NIIF 7 Instrumentos Financieros: Revelaciones y la enmienda a la NIC 1 Presentación de Estados Financieros: Revelaciones sobre Capital, requieren revelaciones detalladas sobre la relevancia de los instrumentos financieros para la situación financiera de una entidad y su desempeño, tanto revelaciones cualitativas como cuantitativas sobre la naturaleza y alcance de los riesgos asociados. La NIIF 7 y la enmienda a la NIC 1, que serán obligatorias para los estados financieros de 2007, van a requerir la revelación de información adicional sobre los instrumentos financieros y el capital social de la Compañía.

ƒ

Durante el año 2006, la IASB emitió la Norma Internacional de Información Financiera N° 8 (NIIF 8) Operaciones por Segmento. Esta norma estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero 2009.

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ƒ

Durante el año 2006, la IASB emitió las Interpretaciones N° 9 (CINIIF 9) Revaluación de Instrumentos Derivados Implícitos; la N° 10 (CINIIF 10) Información Financiera Intermedia y Deterioro; y la N° 12 (CINIIF 12) Acuerdos para Concesión de Servicios. La CINIIF 9 y la CINIIF 10 estarán en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2007. La CINIIF 12 estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2008.

PDVSA está evaluando las nuevas normas emitidas y, con base en el avance alcanzado en sus análisis a la fecha, considera que las mismas no tendrán un impacto significativo sobre los estados financieros consolidados. (u)

Pronunciamientos Contables Adoptados Recientemente Durante el año 2006, comenzaron a estar vigentes las siguientes normas e interpretaciones: ƒ

Norma Internacional de contabilidad Nº 19 (NIC 19) Beneficios de Empleados: la IASB emitió una enmienda a la NIC 19 revisada en diciembre de 2004, la cual introduce el reconocimiento de un monto adicional por ganancias y pérdidas actuariales que surgen de planes de beneficios definidos post-empleo. Otras características de la enmienda incluyen: i) una aclaratoria en cuanto a que el acuerdo contractual entre un plan multi-empleador y los empleados participantes determina cómo debe distribuirse un superávit o financiarse un déficit, y si dará origen a un activo o pasivo; ii) requisitos contables para los planes de beneficio definido en los estados financieros individuales de las entidades dentro de un grupo; y iii) requisitos de revelación adicional.

ƒ

NIIF 6 Exploración y Evaluación de Recursos Minerales: la IASB emitió esta norma durante el año 2005, cuyo objetivo es revisar y mejorar las revelaciones de información financiera sobre actividades para la exploración y evaluación de los recursos minerales y, específicamente, requiere mejoras referidas a las prácticas contables existentes para gastos de exploración y evaluación.

ƒ

Interpretación N° 4 (CINIIF 4) Determinación de si un Acuerdo Contiene un Arrendamiento: la IASB emitió esta interpretación durante el año 2004, la cual contempla cómo determinar cuando un acuerdo es, o contiene un arrendamiento según la definición de NIC 17, Arrendamientos, y cómo separar los pagos por arrendamiento de los otros elementos establecidos en el acuerdo, una vez que se concluye que dicho acuerdo es, o contiene un arrendamiento.

Las políticas de contabilidad de la Compañía se han revisado y modificado, en los casos necesarios, para adoptar los requerimientos establecidos en estas nuevas normas o interpretaciones. La adopción de estas normas e interpretaciones no tuvo efectos significativos en los estados financieros consolidados de PDVSA (véase la nota 27-h).

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(4)

Convenio Cambiario con el Banco Central de Venezuela (BCV) De acuerdo con la Reforma a la Ley del BCV, vigente desde el 20 de julio de 2005, PDVSA sólo está obligada a vender al BCV los ingresos en moneda extranjera necesarios para satisfacer sus obligaciones en moneda local. Los montos restantes en moneda extranjera, pueden ser mantenidos por PDVSA para satisfacer las obligaciones e inversiones en moneda extranjera. Cualquier monto en exceso a lo descrito anteriormente, debe ser transferido por PDVSA al Fondo de Desarrollo Nacional Fonden (FONDEN), ente creado por el Ejecutivo Nacional el 8 de septiembre de 2005, con el objetivo de apoyar los proyectos sociales de inversión real productiva, educación, salud, atención a situaciones especiales, y mejoramiento del perfil y saldo de la deuda pública externa (véase la nota 21). El 21 de noviembre de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV suscribieron el Convenio Cambiario Nº 9, el cual establece el destino de las divisas recibidas por concepto de exportaciones de hidrocarburos, incluidos los hidrocarburos gaseosos y otros, las cuales serán de venta obligatoria al BCV, excepto las destinadas a las actividades realizadas por PDVSA de conformidad con lo establecido en la reforma a la Ley del BCV, mencionada anteriormente. Dicho convenio indica que PDVSA y sus filiales no podrán mantener fondos en divisas dentro del Territorio Nacional por más de 48 horas, y establece las condiciones para el uso de los fondos por parte de PDVSA y la información mensual que deberá ser presentada al BCV, relacionada con los flujos en divisas generados por sus actividades, sus posiciones activas y pasivas en moneda extranjera, y la información detallada de los pagos efectuados por PDVSA en el exterior. Con base en la Ley del BCV y en el convenio cambiario N° 9, el 2 de marzo de 2006 el Directorio del BCV autorizó a PDVSA incrementar el fondo rotatorio hasta $2.000 millones, para garantizar sus pagos operativos y de inversión (véase la nota 27-e). De acuerdo con la Ley antes de la reforma, vigente hasta el 19 julio de 2005, las divisas que generaba PDVSA, incluyendo sus filiales venezolanas, debían ser vendidas al BCV a la tasa de cambio convenida y el BCV estaba obligado a proveer, con carácter prioritario y a la tasa convenida y vigente para el momento de la transacción, las divisas que PDVSA solicitara para cubrir sus necesidades, según su presupuesto anual de divisas. El convenio cambiario establecía que PDVSA podía pagar con dichas divisas sus deudas, inversiones y gastos de operación, y mantener un fondo rotatorio de hasta $600 millones, disponible para capital de trabajo (véase la nota 6). El 1° de marzo de 2005, el Ejecutivo Nacional y el BCV modificaron el convenio cambiario Nº 2 del 6 de febrero de 2004, fijando los tipos de cambio para la venta y para la compra de divisas en Bs2.150,00 y Bs2.144,60 por $1, respectivamente.

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(5)

Transacciones y Saldos en Monedas Distintas al Dólar PDVSA tiene los siguientes activos y pasivos monetarios denominados en monedas distintas al dólar, los cuales se convierten a dólares a la tasa de cambio vigente a la fecha del balance general (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Activos monetarios: Bolívares Euros Otras monedas Pasivos monetarios: Bolívares Yenes Euros Otras monedas Posición monetaria neta pasiva

11.056 452 15 11.523

7.654 48 10 7.712

12.591 249 3 42 12.885 (1.362)

13.039 296 3 42 13.380 (5.668)

A continuación se indican las tasas de cambio con respecto al dólar al cierre contable, las tasas de cambio promedio anuales y los incrementos interanuales en las tasas de cambio y en los Índices de Precios al Consumidor (IPC), publicados por el BCV:

31 de diciembre de 2006 2005 Tasas de cambio del dólar al cierre contable (Bs/$1) Tasas de cambio promedio anuales del dólar (Bs/$1) Incrementos interanuales en la tasa de cambio del dólar (%) Incrementos interanuales en el IPC (%)

2.150 2.150 17

2.150 2.110 12 14

Los resultados netos por transacciones en monedas distintas al dólar durante los años 2006 y 2005 totalizaron $486 millones y $34 millones de pérdidas, respectivamente, las cuales se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro otros egresos, neto.

21

(Continúa)

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(6)

Efectivo Restringido El efectivo restringido comprende lo siguiente (en millones de dólares): 31 de diciembre de 2006 2005 Fideicomisos suscritos con el Banco de Desarrollo Económico y Social de Venezuela (BANDES), para programas y proyectos sociales (véase la nota 21): Fondo para el Desarrollo Económico y Social del País (FONDESPA) Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina (véase la nota 13-f)

924

2.046

72

158

996

2.204

766

727

16

23

479 407

1.886 -

98 11 3

44 15 4

Menos porción circulante

2.776 848

4.903 1.925

Porción a largo plazo

1.928

2.978

Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) (véase la nota 21) Fideicomiso suscrito con Banfoandes, Banco Universal, C.A. (BANFOANDES), para la construcción y acondicionamiento de módulos asistenciales para la Misión Barrio Adentro (véase la nota 21) Fondos para los proyectos de crudo extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco Fondos para inversiones de PDV Caribe, S.A. Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas suscrito con la República Oriental del Uruguay (véase la nota 13-f) Cuenta de liquidez de PDVSA Finance Ltd. y CITGO (véase la nota 17) Otros

Fideicomisos en el BANDES Con base en la nueva responsabilidad social que corresponde a PDVSA, se han constituido los siguientes fideicomisos con el BANDES para atender básicamente programas y proyectos sociales, obras, bienes y servicios destinados al desarrollo de infraestructura, actividad agrícola, vialidad, salud y educación en el país: a)

FONDESPA, aprobado en Asamblea de Accionista de fecha 23 de enero de 2004, constituido en dólares y conformado por los ingresos extraordinarios provenientes de la exportación de petróleo crudo y sus productos que excedieron el precio promedio presupuestado por barril, netos de regalías, impuestos y otros gastos directos, en los años 2004 y 2005. Durante los años 2005 y 2004, los aportes al FONDESPA fueron de $2.000 millones para cada año, y en el año 2006 se efectuó un aporte extraordinario por $229 millones para garantizar el cumplimiento de los compromisos de proyectos previamente aprobados.

22

(Continúa)

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b)

Convenio Integral de Cooperación con la República Argentina, producto de la firma del Convenio Integral de Cooperación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República Argentina, en reunión de Junta Directiva de PDVSA, efectuada el 15 de julio de 2004, se aprobó la constitución de este fideicomiso en dólares. Dicho fideicomiso estará conformado por las cantidades de dinero y títulos valores provenientes de la cobranza a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA), empresa energética estatal Argentina, por las ventas de crudo y sus productos que PDVSA efectúe de acuerdo con el convenio (véase la nota 13-f). Los fondos estarán restringidos para efectuar pagos a las empresas ubicadas en la República Argentina por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2006 y 2005, se efectuaron aportes a este fideicomiso por $96 millones y $158 millones, respectivamente.

Las operaciones relacionadas con el FONDESPA son controladas y reflejadas en los estados financieros consolidados a través de la filial CVP. Las asignaciones a los entes ejecutores de los proyectos son contabilizados por CVP como cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 12), o como egresos, en la medida que se efectúan los desembolsos de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos. Un resumen de la información financiera en el FONDESPA, comprende lo siguiente (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Activos: Efectivo Cuentas por cobrar a largo plazo, netas (véase la nota 12) Total activos Aportes: Aportes recibidos acumulados Resultado acumulado al inicio del año Resultados del año Resultado acumulado al final del año Total aportes netos

924 882

2.046 692

1.806

2.738

4.229 (1.262) (1.161) (2.423)

4.000 (251) (1.011) (1.262)

1.806

2.738

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Resultado de operaciones: Intereses ganados Comisiones y gastos, netos Gastos para el desarrollo social (véase la nota 21) Ajuste al valor razonable de las cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 12) Transferencias a otros programas y proyectos sociales Resultado neto de operaciones

23

74 (4) (939)

63 (7) (290)

(292) -

(701) (76)

(1.161)

(1.011)

(Continúa)

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Fondo para la Estabilización Macroeconómica (FEM) En noviembre de 2003, el Gobierno Nacional constituyó el FEM, con el objetivo de lograr la estabilidad de los gastos del Estado en los niveles nacional, estatal y municipal, frente a las fluctuaciones de los ingresos ordinarios. De acuerdo con la Ley, PDVSA realizó aportes en dólares hasta el año 2003 sobre la base de los ingresos adicionales de origen petrolero, determinados por el 50% de la diferencia en exceso entre los ingresos por exportación de petróleo crudo y sus productos y el promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario, después de deducir los impuestos relacionados con tales ingresos. La Ley y sus reformas no han previsto aportes adicionales desde el año 2004. Los recursos del FEM pueden ser usados en los casos de suceder una disminución en los ingresos fiscales, cualquiera sea su origen, con relación al promedio de dichos ingresos recaudados en los últimos tres años calendario o en caso de estado de emergencia económica decretado de conformidad con la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela. Para el retiro de los recursos del FEM por parte de las entidades titulares, se informará a la Comisión Permanente de Finanzas de la Asamblea Nacional; así como también, a la Contraloría General de la República, y se iniciará el respectivo trámite descrito en la Ley. Durante los años 2006 y 2005, este fondo originó ingresos financieros por $39 millones y $22 millones, respectivamente, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro otros egresos neto. Fideicomiso suscrito con BANFOANDES, para la Construcción y Acondicionamiento de Módulos Asistenciales para la Misión Barrio Adentro El 24 de marzo de 2005, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fideicomiso entre Palmaven, S.A. (filial de PDVSA) y BANFOANDES. Dicho fideicomiso se creó el 20 de junio de 2005 y está destinado a la creación de 1.000 módulos de asistencia médica para la Misión Barrio Adentro. Este fideicomiso fue constituido con un aporte inicial de $23 millones y tendrá una duración de un año, prorrogable, automáticamente, por períodos iguales (véase la nota 21). Fondos para los Proyectos de Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco Corresponde a fondos depositados en instituciones financieras en el exterior, restringidos para cumplir compromisos relacionados con el financiamiento recibido para el desarrollo de los proyectos de producción y mejoramiento del crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco. Fondo para Inversiones de PDV Caribe, S.A. El 11 de agosto de 2006, la Junta Directiva de PDVSA aprobó la constitución de un fondo en Euros (€) por €310 millones (equivalentes a $407 millones), con la finalidad de cumplir, a través de la filial PDV Caribe, S.A., con los planes de inversión en proyectos energéticos de gran importancia estratégica, enmarcados dentro de la política de integración energética con países del área del Caribe, impulsada por el Ejecutivo Nacional. El 4 de septiembre de 2006, se aprobó la colocación de estos fondos en una institución financiera en el exterior, restringidos con el objetivo de procurar la ejecución adecuada de las inversiones planificadas.

24

(Continúa)

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Acuerdo de Cooperación Energética suscrito con la República Oriental del Uruguay Como resultado de este acuerdo, suscrito en el año 2005, PDVSA se compromete a suministrar petróleo crudo, productos refinados y gas licuado de petróleo (GLP) a la República Oriental del Uruguay (véase la nota 13-f). Durante el año 2005, se efectuó un aporte inicial por $44 millones en una cuenta de una institución financiera ubicada en la República Oriental del Uruguay, en la cual serán depositadas las cobranzas a la Administradora Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland (ANCAP), empresa petrolera de la República Oriental del Uruguay, provenientes de las ventas relacionadas con este acuerdo. Estos fondos están restringidos para realizar pagos a las empresas ubicadas en la República Oriental del Uruguay, por las importaciones de bienes y servicios provenientes de ese país. Durante los años 2006 y 2005, se efectuaron aportes a este fondo por $191 millones y $44 millones, respectivamente (véanse las notas 13-f y 21). Cuenta de Liquidez de PDVSA Finance Ltd. y CITGO Corresponde a la “cuenta de liquidez”, cuya constitución se encuentra establecida en el convenio suscrito con las instituciones financieras para la emisión de bonos, la cual está integrada por efectivo y depósitos a plazos, incluyendo los intereses devengados sobre estos montos (véase la nota 17). (7)

Documentos y Cuentas por Cobrar Los documentos y cuentas por cobrar incluyen lo siguiente (en millones de dólares): 31 de diciembre de 2006 2005 Comerciales Empresas y entidades relacionadas (véase la nota 21) Otras Menos, estimación para cuentas de cobro dudoso

25

8.101 1.006 559 9.666 120

6.159 1.762 189 8.110 132

9.546

7.978

(Continúa)

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(8)

Inventarios A continuación se presenta un resumen de los inventarios (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Petróleo crudo y sus productos Materiales y suministros, neto Otros Menos, materiales y suministros clasificados en otros activos no circulantes (véase la nota 12)

(9)

6.330 718 -

4.995 622 118

7.048

5.735

45

114

7.003

5.621

Gastos Pagados por Anticipado y Otros Activos Los gastos pagados por anticipado y otros activos incluyen lo siguiente (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Impuesto sobre la renta pagado en exceso Valores negociables Anticipo a proveedores y contratistas Seguros pagados por anticipado Activos derivados Otros activos

2.077 309 175 84 52 288

331 67 63 35 398

2.985

894

El pago de las declaraciones estimadas de impuesto sobre la renta de una filial nacional durante el año 2006, resultó en un exceso por $2.077 millones con respecto a la declaración definitiva de rentas al final de ese mismo año. Este impuesto pagado en exceso será compensado en declaraciones de rentas futuras.

26

(Continúa)

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(10) Inversiones en Compañías Afiliadas Las inversiones en compañías afiliadas contabilizadas bajo el método de participación patrimonial, se resumen a continuación: 31 de diciembre de 2005 2006 2005 Participación patrimonial Porcentaje de (en millones participación de dólares)

2006

Afiliadas en el exterior: Estados Unidos de América: Participación de CITGO en sus afiliadas: LYONDELL-CITGO Refining L.P. (LYONDELL-CITGO) Otras Chalmette Refining, L.L.C. (Chalmette Refining) Merey Sweeny, L.P. (Merey Sweeny) Islas Vírgenes: Hovensa L.L.C. (Hovensa) Alemania: Ruhr Oel GmbH (Ruhr) Suecia: AB Nynäs Petroleum (Nynäs) Colombia: Monómeros Colombo Venezolanos, S.A. (Monómeros) (*) Otras: Petrolera del Cono Sur, S.A. PDV Cupet, S.A. Afiliadas de Bitúmenes Orinoco, S.A. (BITOR) Afiliadas en Venezuela: Petrolera Zuata, C.A. (Petrozuata), véanse las notas 13-a y 27-c Fertilizantes Nitrogenados de Venezuela, C.E.C. (Fertinitro) (*) Metanol de Oriente, S. A. (METOR) (*) Supermetanol, C.A. (*) Super Octanos, C.A. (Super Octanos) (*) Ceras de Venezuela, C.A. (Ceraven) Propilenos de Falcón, C.A. (Profalca) Tripoliven, C.A. (*) Aguas Industriales de Jose, C.A. (*) Quiriquire Gas, S.A. Gas Guárico, S.A. Otras

50 50

41 50 50

170 392 52

357 168 357 43

50

50

964

1.156

1.578

2.081

50

50

179

162

50

50

183

135

-

47

-

39

46 49 -

-

15 98 5

15

2.058

2.432

314 10 31 70 19 1

433 193 137 66 127 10 25 5 13 1

445 2.503

1.010 3.442

50 49 35 40 30 -

50 35 38 35 49 49 35 33 25 -

(*) Afiliadas directas de Pequiven (véase la nota 25)

27

(Continúa)

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A continuación se resume la información de las inversiones de PDVSA en compañías afiliadas (en millones de dólares): 31 de diciembre de 2006 2005 Inversiones en compañías afiliadas (véase la nota 21) Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas (véanse las notas 21 y 25) Operaciones continuas Operación descontinuada Efecto por desincorporación de afiliadas de Pequiven Efecto por desincorporación de la inversion en LYONDELL-CITGO Incorporación de nuevas afiliadas Dividendos recibidos de compañías afiliadas Inversiones, netas de efectos por conversión

2.503

3.442

1.072 -

1.074 103

1.072

1.177

(580) (342) 202 (1.236) (55)

(1.123) (31)

En agosto de 2006, CITGO vendió su participación de 41,25% en LYONDELL-CITGO, con fecha efectiva 31 de julio de 2006. Por esta venta, CITGO recibió $1.774 millones en efectivo y, reconoció una ganancia, por la venta de esta inversión de $1.432 millones. Adicionalmente, CITGO también recibió un pago de una cuenta por cobrar de LYONDELL-CITGO por $35 millones, e intereses relacionados por $4 millones. A continuación se presenta un resumen de la información financiera combinada de las compañías afiliadas en el exterior y en Venezuela (en millones de dólares):

Venezuela Situación financiera: Activo circulante Activo no circulante Pasivo circulante Pasivo no circulante

31 de diciembre de 2006 Exterior Total Venezuela

2005 Exterior Total

993 3.660 (873) (2.253)

2.613 6.551 (2.561) (3.151)

3.606 10.211 (3.434) (5.404)

855 4.614 (876) (2.190)

3.471 7.044 (2.923) (3.922)

4.326 11.658 (3.799) (6.112)

Patrimonio neto

1.527

3.452

4.979

2.403

3.670

6.073

Resultados de operaciones del año: Ventas Ganancia operativa Ganancia neta

1.627 843 413

26.474 2.656 2.061

28.101 3.499 2.474

2.191 1.029 591

25.999 2.668 2.150

28.190 3.697 2.741

28

(Continúa)

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(11) Propiedades, Plantas y Equipos Las propiedades, plantas y equipos comprenden lo siguiente (en millones de dólares): Producción, Exploración

Refinación,

comercialización

y

comercio y

y transporte

producción

suministro

de gas

Obras en Petroquímica

Otros

Terrenos

progreso

Totales

6.300

3.337

899

351

3.607

80.478 4.305

Costo: Saldos al 31 de diciembre de 2004 Adquisiciones

44.526

21.458

33

194

-

27

242

-

3.809

Transferencias y capitalizaciones

913

342

104

1

11

3

(1.442)

Ventas y desincorporaciones

(53)

(81)

(4)

-

-

-

-

(138) (20)

Pérdida por deterioro

-

(20)

-

-

-

-

-

Obligaciones por retiro de activos

(1)

9

-

-

-

-

-

Otros

(2)

11

-

4

(5)

-

Saldos al 31 de diciembre de 2005

(276)

(68)

8 (268)

45.416

21.913

6.400

3.369

1.147

354

5.698

84.297

Adquisiciones e incorporaciones

4.434

1.063

44

-

77

-

6.538

12.156

Transferencias y capitalizaciones

1.683

453

117

-

24

1

(2.278)

-

-

-

Ventas y desincorporaciones

(50)

(50)

(1)

-

-

-

Reversión de deterioro de activos

5

14

74

-

-

-

-

93

Obligaciones por retiro de activos

126

-

-

-

-

-

-

126

(1)

Saldos al 31 de diciembre de 2006

-

(30)

(156)

(101)

Operación descontinuada (véase la nota 25)

Otros

(3.369)

-

(166)

(3.555)

2

16

-

-

-

51.616

23.409

6.633

-

1.248

325

9.636

92.867

(149)

26.920

11.820

4.066

1.754

543

-

-

45.103

1.724

1.250

158

-

59

-

-

3.191

-

-

-

143

-

-

-

143

(4)

-

-

-

-

(108)

Depreciación y amortización: Saldos al 31 de diciembre de 2004 Depreciación y amortización Operación descontinuada Ventas y desincorporaciones

(32)

(72)

Obligaciones por retiro de activos

(1)

-

-

-

-

-

-

(1)

Otros

(1)

12

-

-

(1)

-

-

10

28.610

13.010

4.220

1.897

601

-

-

48.338

2.269

1.192

161

30

-

-

3.652

-

-

-

(59)

-

-

-

(1.819)

-

-

-

(18)

76

-

-

270

Saldos al 31 de diciembre de 2005 Depreciación y amortización Ventas y desincorporaciones Operación descontinuada (véase la nota 25) Obligaciones por retiro de activos Otros Saldos al 31 de diciembre de 2006

(29)

(29)

-

-

(18)

(1) -

-

-

1

268

3

(1.819) (78)

30.833

14.441

4.383

-

707

-

-

50.364

Total costo neto al 31 de diciembre de 2006

20.783

8.968

2.250

-

541

325

9.636

42.503

Total costo neto al 31 de diciembre de 2005

16.806

8.903

2.180

1.472

546

354

5.698

35.959

Como resultado del proceso de migración de convenios operativos a empresas mixtas, durante el año 2006 la Compañía incorporó activos productivos por $4.991 millones, los cuales se presentan formando parte de las adquisiciones e incorporaciones de ese mismo año (véase nota 13-c). Durante el año 2006 la Compañía efectuó las respectivas evaluaciones de deterioro y, considerando las nuevas condiciones del mercado y de los negocios relacionados, identificó la necesidad de revertir $93 millones de pérdidas por deterioros que se habían reconocido en períodos previos, principalmente relacionadas con ciertos activos de producción, comercialización y transporte de gas (véase la nota 3-h). En el año 2005, se reconocieron $20 millones por pérdidas por deterioro de ciertos activos de refinación.

29

(Continúa)

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Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la Compañía presenta cargos por mantenimientos mayores y reparaciones generales que son considerados como un componente separado de los activos por $816 millones y $466 millones, respectivamente, incluidos como propiedades, plantas y equipos, principalmente, en refinación, comercio y suministro (véase la nota 3-f). Durante los años 2006 y 2005, se capitalizaron intereses por financiamiento por $16 millones y $27 millones, respectivamente. Obras en Progreso El saldo de las obras en progreso está compuesto, principalmente, por programas de inversión para trabajos de perforación, mantenimiento mayor, sistemas eléctricos, tendidos de tuberías, reacondicionamientos y adecuaciones de pozos, ampliación e infraestructura, destinados a mantener la capacidad de producción y adecuar las instalaciones a los niveles de producción establecidos en el plan de negocios de la Compañía. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso por los conceptos antes mencionados es de aproximadamente $4.969 millones y $3.059 millones, respectivamente. Adicionalmente, las obras en progreso incluyen varios proyectos en ejecución que serán capitalizados como propiedades, plantas y equipos a la fecha de su incorporación a las operaciones, siendo los más importantes los siguientes: (a)

El proyecto Gas Anaco, tiene como objetivo incrementar la producción de gas para satisfacer la demanda interna. Actualmente, está en proceso la perforación de los pozos exploratorios localizados en el norte de Anaco, en el Estado Anzoátegui. Este proyecto incluye el diseño y construcción de facilidades para incrementar la producción diaria a 2.400 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas y 35 mil barriles diarios (MBD) de crudo liviano, para el año 2007. La inversión total estimada en este proyecto es $732 millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $612 millones y $297 millones, respectivamente.

(b)

El proyecto Interconexión Oriente-Occidente (ICO), tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región central y este de Venezuela (Anaco, Estado Anzoátegui Barquisimeto, Estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, Estado Zulia Amuay, Estado Falcón), con la finalidad de cubrir la demanda de gas en el occidente del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación y promover el desarrollo industrial y comercial en las áreas cercanas a la construcción de este sistema de transmisión. La inversión estimada en este proyecto es $413 millones y se espera que finalice en el año 2008. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $242 millones y $128 millones, respectivamente.

(c)

El proyecto de gas de la Plataforma Deltana, contempla la participación de terceras partes para culminar la exploración y futuro desarrollo del área. PDVSA completó la fase inicial del proyecto, incluyendo estudios sísmicos 3D y la perforación de cuatro pozos exploratorios que finalizaron en julio de 2003, con resultados exitosos en tres de éstos. La inversión total estimada para este proyecto es $3.810 millones, incluyendo la participación de PDVSA. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $157 millones y $145 millones, respectivamente (véase la nota 13-d).

30

(Continúa)

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(d)

El proyecto Tubería de Gas Transcaribeño Antonio Ricaurte, se inició durante el año 2006 para el intercambio gasífero entre Venezuela y Colombia, y contempla seguir la ruta Puerto de Ballena, en Colombia, hasta la Costa Oriental del Lago de Maracaibo, en Venezuela. Tendrá un costo aproximado de $335 millones con una longitud aproximada de 225 kilómetros. Los primeros cuatro años transportará gas desde Colombia hasta Venezuela y, posteriormente, desde Venezuela hacia Colombia. Al 31 de diciembre de 2006, el saldo de estas obras en progreso es aproximadamente de $114 millones.

(e)

El proyecto Complejo Criogénico de Occidente (CCO), tiene por objetivo optimizar el esquema de procesamiento del gas natural en la región occidental del país. La inversión estimada para este proyecto es de $600 millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de la obras en progreso es aproximadamente de $108 millones y $45 millones, respectivamente.

(f)

El proyecto Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA), comprende la construcción de una infraestructura en Güiria, Estado Sucre, para el desarrollo e industrialización del gas natural proveniente de la costa afuera oriental. El costo total de la obra se estima en $334 millones y los ingresos del proyecto estarán constituidos por la venta de parcelas de uso industrial desarrolladas y dotadas de todos los servicios. En este complejo se recibirán las diferentes corrientes de gas provenientes de los proyectos de desarrollo de gas costa afuera nor-oriental, incluyendo Plataforma Deltana, Mariscal Sucre y otros planificados a mediano y largo plazo. Estos volúmenes de gas serán destinados, en primer lugar, a abastecer los requerimientos del mercado interno venezolano y los planes nacionales de industrialización. Los volúmenes excedentes de gas serán exportados como Gas Natural Licuado (GNL). El alcance del CIGMA incluye también la instalación de la planta de GNL, requerida para este propósito. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $33 millones y $18 millones, respectivamente.

(g)

El proyecto Mariscal Sucre de Gas Natural Licuado, tiene como objetivo el desarrollo y explotación de las reservas de gas no asociado costa afuera; así como también, la construcción de una planta de GNL, que contempla una producción de gas de 1.200 millones de pies cúbicos natural diarios (MMPCND) y el procesamiento de 4,7 millones de toneladas métricas por año (MMT/A) de GNL; 300 MMPCD de gas metano que estará dirigido a satisfacer la demanda del mercado interno y el resto será exportado. La inversión requerida para el desarrollo de los campos costa afuera, la planta de GNL y la infraestructura asociada se estima en $2.700 millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $32 millones y $17 millones, respectivamente.

(h)

El proyecto Jose 250, tiene por objetivo incrementar la capacidad de procesamiento de gas asociado generado en los campos de San Joaquín, Jusepín y Pirital del oriente del país, a fin de satisfacer la demanda del mercado doméstico y el suministro de gas inyectado a los procesos de recuperación secundaria de los campos petroleros del norte del Estado Monagas. El proyecto consiste en la construcción de tres nuevas plantas de extracción líquida, una unidad de fraccionamiento, expansión del Terminal Marino del Condominio Jose; así como la construcción y expansión de tuberías para GNL. La inversión total estimada en este proyecto es de $664 millones y se estima que el proyecto culmine en el año 2009. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $21 millones y $4 millones, respectivamente. 31

(Continúa)

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(i)

El proyecto Integral Ceuta – Tomoporo, tiene como objetivo maximizar la recuperabilidad del valor de las reservas de crudo del campo Ceuta – Tomoporo en el occidente del país, el cual tiene reservas estimadas de 1.000 millones de barriles de petróleo crudo de 23,6° API. El costo total estimado del proyecto es de $1.200 millones, con un promedio de producción de petróleo crudo entre 90 MBD y 277 MBD, y se estima que el proyecto de desarrollo de estas reservas culmine en el año 2021. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $253 millones y $181 millones, respectivamente.

(j)

El proyecto de Reemplazo Planta TJ1, tiene como objetivo soportar adecuadamente los niveles de producción de gas previstos en el plan de negocios para el área central de Tía Juana en el occidente del país, disminuir las mermas operacionales de gas, lograr ahorro de 44% en el consumo de gas combustible y disminuir los altos costos de operación y mantenimiento. El costo total estimado del proyecto es $180 millones, y se estima que culmine para el año 2007. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $164 millones y $114 millones, respectivamente.

(k)

El proyecto Planta Termoeléctrica y Obras de Interconexión, tiene como objetivo incrementar la capacidad de generación y transmisión eléctrica en el occidente del país, para proyectos mayores como el Complejo Criogénico de Occidente y el Integral Ceuta - Tomoporo. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de una planta de generación eléctrica de ciclo combinado, con capacidad para generar 500 millones de vatios (MW), en un primer módulo, y previsiones de expansión futura de 500 MW adicionales y obras de interconexión para 400.000, 230.000 y 115.000 voltios; lo que permitirá transportar la energía desde el sitio de construcción de la planta hasta la Costa Oriental del Lago. La inversión total estimada en este proyecto es $656 millones, y se estima culminar para el año 2009. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $15 millones y $2 millones, respectivamente.

(l)

El proyecto de Fraccionamiento Craqueo Catalítico (FCC) - Cardón, tiene como objetivo reemplazar el conjunto reactor/despojador de la unidad de FCC de la Refinería Cardón. El proyecto consiste en la adecuación de la zona de reacción a las nuevas tecnologías desarrolladas para maximizar los beneficios de este tipo de unidades, tomando en cuenta las tendencias y ventajas del mercado local e internacional. Este proyecto permitirá implantar las tecnologías requeridas para garantizar la extensión de la vida útil de equipos críticos en la planta, bajo el escenario de exigencias de calidad de productos más restrictivas y maximizar ingresos por el incremento de carga a la unidad de FCC, lo cual a su vez permitirá aprovechar al máximo la infraestructura existente. La inversión total estimada en este proyecto es $365 millones, y se estima culminar en el año 2008. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $159 millones y $80 millones, respectivamente.

32

(Continúa)

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(m)

El proyecto de Conversión Profunda en la Refinería Puerto La Cruz, tiene como objeto maximizar la capacidad de procesamiento de crudos pesados y extra pesados para cubrir la demanda interna y exportar combustible. El proyecto consiste en el diseño, procura, construcción, instalación y puesta en servicio de unidades para procesar 210 MBD de crudo. La inversión total estimada en este proyecto es de $1.600 millones, y se estima culminar en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $20 millones y $2 millones, respectivamente.

(n)

El proyecto Refinería El Palito 2009, tiene como objetivo la adecuación de esta refinería para el procesamiento de 140 MBD de crudo pesado y extra pesado con mínima producción de residuales, garantizando la producción de productos livianos (gasolinas/destilados) con calidad de exportación, mejorar el margen de refinación en armonía con el ambiente y el entorno social de la instalación. Este proyecto está orientado hacia el aumento del procesamiento de crudo pesado y extra pesado en el parque refinador nacional y permitirá cambiar la dieta de la refinería de crudos de 28° API a 22° API. La inversión total estimada en este proyecto es $1.771 millones, y se estima culminar en el año 2011. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $9 millones y $4 millones, respectivamente.

(o)

El proyecto Gas Natural Vehicular (GNV), tiene como objetivo alcanzar el equilibrio socio – económico del país, a través del uso del gas. Durante la primera etapa del programa 2006 – 2009, se contempla la reactivación de 148 puntos de expendios de GNV en estaciones de servicio (E/S) existentes; así como también, la construcción de 350 nuevos puntos de estipendios, para alcanzar en la primera etapa 498 E/S de GNV. Adicionalmente, el programa incluye la conversión de 450 unidades de transporte público y de entes gubernamentales. Con la puesta en marcha de este programa, se ahorran 56 MBD de gasolina y 1 MBD de diesel en el consumo interno de combustible líquido, lo que permitirá incrementar las exportaciones de estos productos. La inversión total estimada en este proyecto es $1.300 millones. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $38 millones y $22 millones, respectivamente.

(p)

El proyecto Plan de Recuperación Extraordinario de Mantenimiento en las Instalaciones de Occidente (PREMIO), tiene como objetivo mejorar las instalaciones y activos operacionales de exploración y producción en el occidente del país, mediante actividades de mantenimiento mayor y adquisición de equipos, para garantizar el incremento en los niveles de producción establecidos en el plan de negocios de la Compañía (Plan Siembra Petrolera). El proyecto se inició durante el año 2006, con una inversión total estimada de $2.047 millones y su culminación está prevista para el año 2008. Al 31 de diciembre de 2006, el saldo de las obras en progreso es aproximadamente de $668 millones.

33

(Continúa)

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Arrendamientos Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, existen ciertos activos de refinación y plantas de comprensión de gas y equipos conexos adquiridos bajo contratos de arrendamiento financiero, contabilizados como propiedades, plantas y equipos por aproximadamente $275 millones y $77 millones, netos de depreciación acumulada por aproximadamente $190 millones y $161 millones, respectivamente. El gasto de depreciación para los años 2006 y 2005, correspondiente a los activos bajo contratos de arrendamiento financiero, fue de aproximadamente $29 millones y $9 millones, respectivamente. Al 31 de diciembre de 2006, los pagos futuros por contratos de arrendamiento, se resumen a continuación (en millones de dólares):

Arrendamientos Operativos Financieros Años 2007 2008 2009 2010 2011 Años siguientes Pagos futuros estimados por arrendamientos

425 262 213 193 187 211 1.491

Menos intereses

41 36 35 34 28 234 408 (169)

Valor presente, incluido en acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 20)

239

El gasto de alquileres bajo contratos de arrendamientos operativos de los años 2006 y 2005, fue de aproximadamente $409 millones y $429 millones, respectivamente, el cual se incluye en los gastos de operación. (12) Cuentas por Cobrar a Largo Plazo y Otros Activos Las cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos comprenden lo siguiente (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Cuentas por cobrar a largo plazo a entidades relacionadas (véase la nota 21) Entes ejecutores del FONDESPA (veánse las notas 6 y 21) Cuentas por cobrar a largo plazo - convenios energéticos (véase la nota 13-f) Materiales y suministros (véase la nota 8) Plusvalía en inversiones, neto Edificaciones usadas por entes gubernamentales (véase la nota 21) Otros

34

1.483 882 707 45 87 455

1.326 692 451 114 45 123 334

3.659

3.085

(Continúa)

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Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, la Compañía determinó y ajustó a su valor razonable los saldos por cobrar a cada uno de los entes ejecutores de los programas y proyectos; así como también las cuentas por cobrar a largo plazo convenios energéticos, reconociendo pérdidas por $822 millones y $806 millones, respectivamente, que se incluyen en los estados consolidados de resultados en el rubro otros egresos, neto. A continuación se muestra un resumen de los ajustes al valor razonable al 31 de diciembre de 2006 y 2005 (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006: Entes ejecutores del FONDESPA Cuentas por cobrar a largo plazo - convenios energéticos

31 de diciembre de 2005: Entes ejecutores del FONDESPA Cuentas por cobrar a largo plazo - convenios energéticos

Valor contractual

Valor razonable

Ajuste al valor razonable acumulado del año

2.115 1.342

882 707

1.233 635

292 530

3.457

1.589

1.868

822

1.633 556

692 451

941 105

701 105

2.189

1.143

1.046

806

(13) Asociaciones con Terceros PDVSA ha suscrito convenios de asociación y proyectos mancomunados con terceros; así como también, acuerdos de cooperación energética con otros países. A continuación, se indican los más importantes: (a)

Desarrollo de Reservas de Petróleo Crudo Extrapesado en la Faja Petrolífera del Orinoco Entre los años 1993 y 1999, el Congreso Nacional (ahora Asamblea Nacional) aprobó varios convenios de asociación para la explotación, mejoramiento y comercialización de crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco (véase la nota 27-c). A continuación se indican algunos detalles relacionados con estos convenios de asociación: Convenio de asociación Petrozuata Cerro Negro Sincor Hamaca

Participación de PDVSA (%) 49,90 41,67 38,00 30,00

Socios ConocoPhillips ExxonMobil - British Petroleum (BP) Total Fina – Statoil ChevronTexaco - ConocoPhillips

Los desembolsos requeridos por estas asociaciones, para el desarrollo y conclusión de los proyectos, fueron cubiertos mediante el aporte de capital de PDVSA, de los otros inversionistas, de fondos obtenidos vía financiamiento y de ingresos provenientes de la producción durante el período de desarrollo (véase la nota 17). PDVSA Petróleo participa en las referidas asociaciones a través de su afiliada Petrozuata y sus filiales totalmente poseídas: PDVSA Cerro Negro, PDVSA Sincor y Corpoguanipa (véanse las notas 3-a, 6, 10 y 27-c). 35

(Continúa)

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El objetivo de estas asociaciones es ejecutar las actividades verticalmente integradas necesarias para la explotación, desarrollo, producción, mezcla y transporte de crudo extrapesado, proveniente de las áreas de Junín (antes Zuata), Carabobo (antes Cerro Negro) y Ayacucho (antes Hamaca) de la Faja Petrolífera del Orinoco y, luego de su proceso por las plantas de mejoramiento, producir crudos mejorados que son comercializados en el mercado internacional. Un resumen de los estados financieros combinados de los convenios de asociación Cerro Negro, Sincor y Hamaca, es el siguiente (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Situación financiera: Activo circulante Activo no circulante Pasivo circulante Pasivo no circulante Patrimonio neto

1.330 10.042 (1.023) (2.071)

2.414 9.851 (752) (2.289)

8.278

9.224

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Resultado de operaciones: Ventas Costos y gastos Ganancia operativa Ganancia neta (b)

5.877 (2.744) 3.133 2.972

5.864 (2.227) 3.637 3.494

Convenios de Asociación en Áreas Nuevas En enero de 1996 la filial CVP fue designada para que, mediante convenios de asociación a riesgo y ganancias compartidas (convenios de asociación) con empresas inversionistas privadas, coordine, controle y supervise las actividades relacionadas con la exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos en áreas nuevas (véase la nota 27-c). Los convenios de asociación establecen la creación de un Comité de Control, órgano supremo de aprobación y control, el cual toma las decisiones fundamentales de interés nacional para el Estado Venezolano, relacionadas con la ejecución de estos convenios de asociación. Las áreas fueron asignadas mediante un proceso de licitación competitiva para participar en convenios de asociación con CVP. En estos convenios de asociación se establece que los inversionistas realizarían actividades de exploración a riesgo. En los casos de declaración de explotación comercial de un descubrimiento para el cual se apruebe su respectivo plan de desarrollo por el Comité de Control, CVP notificará a los inversionistas su participación en dicho desarrollo, la cual no podrá ser menor de 1% ni mayor de 35%. Tomando en cuenta las fases de exploración, de desarrollo y de producción comercial de las áreas y su posible prórroga, los convenios de asociación, en general, tendrán una duración máxima de treinta y nueve años. 36

(Continúa)

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De acuerdo con lo establecido en los convenios de asociación, CVP y los otros inversionistas constituyeron empresas mixtas para cada área bajo la forma de sociedades anónimas, cuyo capital social está representado por 35% en acciones Clase “A”, poseídas por CVP, y 65% por acciones Clase “B”, poseídas por los otros inversionistas. El objetivo de la empresa mixta es dirigir, coordinar y supervisar las actividades del convenio de asociación que serán ejecutadas por los operadores de las áreas. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, CVP posee inversiones en acciones que representan su participación de 35% en las empresas mixtas a esas fechas, constituidas para cada área, como se indica a continuación: Área Golfo de Paria Este

Golfo de Paria Oeste La Ceiba

Socios de CVP Ineparia Inc - Conoco Venezuela, C. A. - ENI Venezuela B.V. (ENI) - OPIC Karimun Corporation (OPIC) Conoco Venezuela, C. A. - ENI - OPIC Mobil Venezolana de Petróleos, Inc PetroCanada

Empresa mixta Administradora del Golfo de Paria Este, S.A.

Compañía Agua Plana, S.A. Administradora Petrolera La Ceiba, C.A.

Las empresas mixtas antes señaladas no han iniciado operaciones de producción comercial de hidrocarburos; las actividades desarrolladas durante los años 2006 y 2005 consistieron, principalmente, en continuar con los programas y esfuerzos de exploración y desarrollo; así como también, aprobar y continuar los planes de evaluación y delineación. En diciembre de 2001, el Comité de Control aprobó el plan de evaluación del descubrimiento en el Alto La Ceiba (bloques 1, 3, 4 y 7). Durante el año 2005, se completó el proceso de evaluación y los inversionistas indicaron la viabilidad comercial del proyecto presentando un plan de desarrollo, el cual estaba en proceso de aprobación al 31 de diciembre de 2006. En octubre de 2002, el Comité de Control declaró la comercialidad del descubrimiento en el Proyecto del Golfo de Paria Oeste, denominado Corocoro, y en mayo de 2003 la Junta Directiva de PDVSA autorizó a CVP a participar en el plan de desarrollo de este descubrimiento. Los participantes en el plan de desarrollo Corocoro son: CVP (35%), Conoco Venezuela, C.A. (32,5%), ENI (26,0%) y OPIC (6,5%). Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se incluyen en las propiedades, plantas y equipos aproximadamente $209 millones y $108 millones, respectivamente, correspondientes a los aportes efectuados por CVP. Durante el año 2006, se inició la Fase I de desarrollo del proyecto, utilizando una facilidad de procesamiento temporal tipo gabarra de producción, la cual permitirá iniciar la producción de petróleo crudo durante el año 2007. En el año 2004, los inversionistas del área Golfo de Paria Este presentaron un plan de evaluación de los descubrimientos del pozo Punta Sur 1X y 2X, el cual estaba en proceso de revisión por parte de CVP al 31 de diciembre de 2006. Adicionalmente, durante el año 2006 se aprobó el plan de desarrollo Posa, en el cual se estima una producción de petróleo crudo de 22 MBD, y la construcción de una unidad flotante de procesamiento y despacho con capacidad para almacenar 400 mil barriles de petróleo crudo.

37

(Continúa)

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(c)

Migración de Convenios Operativos a Empresas Mixtas Migración a Empresas Mixtas Durante el año 2005, el MENPET (ahora Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo) realizó estudios de carácter jurídico y técnico sobre la situación de los 32 convenios operativos existentes, concluyendo que estos convenios contenían, entre otros elementos, cláusulas de honorarios basadas en el volumen y precio de los hidrocarburos producidos en las áreas, lo cual contravenía la naturaleza de un simple contrato de servicios y resultaba incoherente con la vigente Ley Orgánica de Hidrocarburos. El 12 de abril de 2005, el MENPET emitió instrucción a la Junta Directiva de PDVSA para que se corrigieran las omisiones o fallas de todos y cada uno de los convenios operativos en materia de hidrocarburos, y se evaluaran los mecanismos legales para extinguir dichos convenios en un período no mayor a un año. En el último trimestre del año 2005, todas las empresas operadoras de estos convenios suscribieron los denominados convenios transitorios, con el objetivo de revisar los acuerdos originales y conformar las nuevas empresas mixtas. El 31 de marzo de 2006, la Asamblea Nacional aprobó los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”; así como también, el modelo de “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” a suscribirse con las entidades privadas que lo decidieran. En esa misma fecha, se firmaron los respectivos “Memorandos de Entendimientos” para la migración de los convenios operativos a empresas mixtas, excepto las operadoras de dos de los convenios operativos que, voluntariamente, se abstuvieron de suscribir estos memorandos. El mencionado “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta”, plantea la extinción automática de los convenios operativos a partir del 31 de marzo de 2006, sin que las empresas operadoras tuvieran derecho a recibir compensación alguna derivada de los mismos, salvo los pagos correspondientes al primer trimestre de 2006, ni tampoco efectuar reclamación alguna como consecuencia de la referida extinción. Adicionalmente, se acordó que los activos operados a esa fecha por estos convenios operativos fueran puestos de inmediato a disposición de las empresas mixtas para el desarrollo de sus actividades, transfiriéndose posteriormente la propiedad de los mismos. Al 1° de abril de 2006, el valor de los activos aportados para la constitución de las empresas mixtas era de $4.991 millones ($4.931 millones de activos contabilizados previamente en cuentas de orden de PDVSA y $60 millones aportados por los inversionistas minoritarios), los cuales fueron contabilizados por las empresas mixtas, principalmente, como propiedades, plantas y equipos con crédito a una cuenta patrimonial.

38

(Continúa)

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Según los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas”, aprobados por la Asamblea Nacional, dichas empresas operarían en un período de transición, comprendido entre el 1° de abril de 2006 y la fecha en que fuesen formalmente constituidas. Una vez constituidas, los términos contractuales serían aplicables en forma retroactiva desde el 1° de abril de 2006. Al 31 de diciembre de 2006, se habían constituido legalmente las siguientes 19 empresas mixtas, las cuales habían obtenido los respectivos derechos oficiales para desarrollar las actividades primarias según lo establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos: Participación de PDVSA (%)

Empresa mixta Petroperijá, S.A. Petrowarao, S.A. Boquerón, S.A. Petroindependiente, S.A. Petrocabimas, S.A. Petronado, S.A. Petrolera Kariña, S.A. Petroven-Bras, S.A. Petroguárico, S.A. Petrocuragua, S.A. Petrocumarebo, S.A. Petrolera Kaki, S.A. Petroboscán, S.A. Petroritupano, S.A. Petroregional del Lago, S.A. Petroquiriquire, S.A. Petrolera Sino-Venezolana, S.A. Petrowayu, S.A. Baripetrol, S.A.

60,00 60,00 60,00 74,80 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 60,00 75,00 60,00 60,00

Los “Términos y Condiciones para la Creación de las Empresas Mixtas” establecen que las transacciones por transferencia de activos para su constitución; así como la extinción de los convenios operativos, no generarán obligaciones tributarias para PDVSA. Convenios Operativos La primera, segunda y tercera ronda de convenios operativos fueron firmadas por PDVSA en los años 1992, 1993 y 1997, respectivamente. Estos convenios operativos tenían el propósito de reactivar y operar 32 campos petroleros por un lapso máximo de 20 años.

39

(Continúa)

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Según las condiciones que regulaban los convenios operativos, PDVSA debía reconocer a los operadores, por las inversiones realizadas, el pago de honorarios de operación, de capital y otros conceptos y estipendios, los cuales eran incluidos como gastos de operación en los estados consolidados de resultados, según se detalla a continuación (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 1.053 1.627 248 894 356 1.348

Honorarios de operación Honorarios de capital y otros Estipendios

1.657

3.869

Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, las cuentas por pagar a proveedores, relacionadas con las operaciones de los convenios operativos, incluyen $547 millones y $983 millones, respectivamente (véase la nota 14). Los registros sobre activos de producción capitalizados, obras en progreso y costos y gastos no capitalizados, mantenidos en cuentas de orden, presentaban los siguientes saldos (en millones de dólares):

31 de marzo de 2006

31 de diciembre de 2005

3.806 1.125

3.914 1.310

4.931

5.224

4.833

4.564

9.764

9.788

Activos de producción capitalizados Obras en progreso Subtotal Costos y gastos no capitalizados

(d)

Proyecto de Desarrollo de Gas Costa Afuera – Plataforma Deltana Para propósitos del proceso de otorgamiento de derechos relacionados con la exploración y desarrollo de la Plataforma Deltana, el área fue dividida en 5 bloques, mayormente considerados prospectos de gas no asociado. La primera fase de exploración fue completada por PDVSA, en julio de 2003. Las licencias para exploración y desarrollo de los bloques 2 y 4 fueron otorgadas por el MENPET, en febrero de 2003, a ChevronTexaco Corporation y ConocoPhillips el bloque 2; y a Statoil ASA el bloque 4. Esas compañías están comprometidas a llevar a cabo un programa exploratorio mínimo con una inversión estimada de $150 millones y las inversiones subsecuentes para su desarrollo, de confirmarse su viabilidad comercial. La participación de PDVSA se determinará cuando se declare la viabilidad comercial de cada bloque.

40

(Continúa)

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Durante el segundo semestre del año 2003, se ofertaron los bloques 3 y 5 redimensionados. El bloque 3 fue ganado por ChevronTexaco Corporation, y asignado oficialmente por el MENPET en febrero de 2004. El bloque 5 no recibió ofertas. La actividad de PDVSA en el proyecto ha estado concentrada en: el seguimiento a la gestión de los licenciatarios de los bloques 2, 3 y 4 durante la fase de exploración, como apoyo técnico al MENPET; el análisis de las posibles oportunidades de negocios y desarrollo para los bloques 1 y 5; los estudios requeridos para completar la ingeniería conceptual del proyecto integral, incluyendo los sistemas de transporte hasta el CIGMA y la planta de licuefacción de gas (GNL); así como también, los estudios de impacto ambiental y socio-económico, línea base ambiental y programas de desarrollo sustentable para las comunidades del Delta del Orinoco. La inversión total estimada para este proyecto es de, aproximadamente, $3.810 millones, incluyendo la participación de PDVSA. Se ha establecido que los bloques 1 y 5 se mantienen en reserva para futuros negocios. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el saldo de las obras en progreso es de aproximadamente $157 millones y $145 millones, respectivamente. (e)

Acuerdo en Materia de Orimulsión® En abril de 2001, se firmó un acuerdo de cooperación en materia de Orimulsión® entre BITOR y China National Oil and Gas Exploration and Development Corporation (CNODC), filial de China National Petroleum Corporation (CNPC), el cual tiene como objetivo realizar una serie de preinversiones necesarias para determinar de manera definitiva la viabilidad del proyecto. El 13 de diciembre de 2001, la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela autorizó a BITOR para constituir con CNODC una entidad denominada Orifuels Sinoven, S.A. (SINOVENSA). Dentro del marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera” y con la finalidad de optimizar el valor del recurso natural y de utilizar el crudo extrapesado para mezclas, durante el primer trimestre del año 2006 la Compañía cesó la producción de Orimulsión® en su módulo ubicado en Morichal (Estado Monagas), e inició un proceso de negociación de los acuerdos de suministro de Orimulsion® existentes. Como parte de la negociación, algunos clientes han acordado recibir fuel oil en lugar de Orimulsión® y otros han acordado la terminación de sus contratos de suministro (véase la nota 27-c).

41

(Continúa)

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(f)

Convenios Energéticos con Países de Latinoamérica y del Caribe El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela suscribió con gobiernos de otros países, principalmente latinoamericanos y del Caribe, el Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (ACEC), el Convenio Integral de Cooperación (CIC) y el Convenio de Cooperación Energética PETROCARIBE (PETROCARIBE). Estos acuerdos establecen, entre otros aspectos, que PDVSA suministrará petróleo crudo y sus productos a las empresas petroleras estatales de los países suscritos. A continuación se muestra un resumen de estos acuerdos: Acuerdo

País

ACEC ACEC

Cuba República Dominicana

CIC ACEC ACEC

Argentina Paraguay Bolivia

ACEC

Jamaica

ACEC PETROCARIBE ACEC PETROCARIBE

Uruguay Surinam Ecuador Otros países del Caribe

Compañía CUPET Refinería Dominicana, S.A. (REFIDOMSA) CAMMESA (véase la nota 6) Petróleos de Paraguay (PETROPAR) Yacimientos Petrolíferos Fiscales de Bolivia (YPFB) Petroleum Corporation of Jamaica (PETROJAM) ANCAP (véase la nota 6) Staatsolie Maatschappij Suriname N.V. Petróleos del Ecuador (PETROECUADOR) Varias

MBD

Año de suscripción

92

2000

50 25 19

2004 2004 2004

7

2004

24 44 10 100 24

2005 2005 2005 2006 -

La mayoría de estos acuerdos de suministro establecen, entre otras condiciones, un precio de venta equivalente al valor de mercado, términos de pago entre 30 y 90 días para una porción significativa de cada embarque, y una porción remanente a largo plazo, entre 15 y 23 años (véase la nota 12). Los acuerdos serán efectivos por un año, y pueden renovarse por acuerdo mutuo entre las partes involucradas. (14) Cuentas por Pagar a Proveedores Las cuentas por pagar a proveedores incluyen lo siguiente (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Comerciales Entidades relacionadas (véase la nota 21) Convenios operativos (véase la nota 13-c)

42

5.585 247 547

3.791 219 983

6.379

4.993

(Continúa)

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(15) Impuestos Un resumen de los impuestos que afectan las operaciones consolidadas de PDVSA se presenta a continuación (en millones de dólares): Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Impuesto sobre la renta: Operaciones continuas Operación descontinuada (véase la nota 25) Regalías y otros impuestos: Regalías Impuesto de extracción Impuesto superficial Impuesto de registro de exportación Total regalías y otros impuestos

(a)

4.031 -

5.793 24

4.031

5.817

17.154 1.117 144 20

13.200 118 -

18.435

13.318

Impuesto sobre la Renta La ganancia antes de impuesto sobre la renta, para cada año se resume a continuación (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Venezuela: Operaciones continuas Operación descontinuada Exterior - operaciones continuas

43

4.468 -

10.172 178

4.468

10.350

5.015

1.950

9.483

12.300

(Continúa)

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El gasto por impuesto sobre la renta para cada año se resume a continuación (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Operaciones continuas: Gasto estimado de impuesto sobre la renta: Venezuela (véase la nota 21) Exterior (Beneficio) gasto de impuesto sobre la renta diferido: Venezuela Exterior Gasto de impuesto sobre la renta, operaciones continuas Operación descontinuada: Gasto de impuesto sobre la renta, operación descontinuada Venezuela (véase la nota 25)

44

3.518 1.237

6.168 503

4.755

6.671

(770) 46

(1.042) 164

(724)

(878)

4.031

5.793

-

24

4.031

5.817

(Continúa)

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La conciliación entre la tasa nominal y la tasa efectiva consolidada de impuesto sobre la renta para cada año se presenta a continuación: Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 millones de millones de % dólares dólares % Ganancia neta: Operaciones continuas Operación descontinuada (véase la nota 25) Impuesto sobre la renta: Operaciones continuas Operación descontinuada (véase la nota 25)

Ganancia neta (de operaciones continuas y operación descontinuada) antes de impuesto Tasa nominal de impuesto sobre la renta sector petrolero Ajuste fiscal por inflación y efecto por conversión a dólares Convenios operativos Pérdidas no realizadas en instrumentos financieros Créditos fiscales FEM Precios de transferencia Provisión para contingencias Efecto de filiales que tributan a tasas menores Pérdidas fiscales no reconocidas como activo de impuesto diferido Participación patrimonial Ingreso sobre activos recibidos Impuesto al dividendo Otras diferencias, neto Tasa efectiva en Venezuela Efecto de filiales del exterior Tasa efectiva

45

5.452 5.452

6.329 154 6.483

4.031 -

5.793 24

4.031

5.817

9.483

12.300

50,0 (11,1) 1,5 (0,6) 0,3 2,5 8,3 3,4 (1,1) 1,8 8,4 (1,9)

4.742 (1.052) 146 (59) 24 241 790 319 (103) 168 793 (177)

50,0 (3,9) (1,3) 2,0 (1,8) (0,3) 0,9 (2,9) 0,6 (0,9) 4,3 2,8

6.150 (480) (160) 246 (219) (37) 111 (357) 74 (111) 529 341

61,5

5.832

49,5

6.087

(19,0)

(1.801)

(2,2)

42,5

4.031

47,3

(270) 5.817

(Continúa)

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La Ley de Reforma Parcial de la Ley de Impuesto sobre la Renta publicada en la Gaceta Oficial N° 38.529 de fecha 25 de septiembre de 2006, deroga las rebajas por nuevas inversiones aplicables a las empresas dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, y las exime de la aplicación de las rebajas dispuestas para aquellas actividades distintas a las relacionadas con los hidrocarburos. Hasta la fecha de publicación de esta reforma, PDVSA y algunas de sus filiales venezolanas pueden utilizar, como créditos fiscales, hasta 12% de los montos desembolsados por nuevas inversiones en propiedades, plantas y equipos, los cuales pueden ser trasladados hasta por tres años. Sin embargo, dichos créditos no podían exceder 2% de la ganancia neta gravable, todo esto de acuerdo a lo dispuesto en la ley anterior. Durante los años 2006 y 2005, se utilizaron créditos fiscales correspondientes a rebajas por nuevas inversiones por $59 millones y $219 millones respectivamente. La Ley de Impuesto sobre la Renta vigente y la anterior, permiten el traslado de pérdidas fiscales hasta por los tres años siguientes al que se causaren para compensar rentas gravables futuras, salvo las pérdidas provenientes de la aplicación del sistema de ajuste por inflación fiscal, las cuales, son trasladables hasta por un año. Al 31 de diciembre de 2006, existen créditos fiscales correspondientes a excedentes de rebajas por nuevas inversiones y pérdidas fiscales trasladables de aproximadamente $344 millones y $622 millones, respectivamente, los cuales presentan los siguientes vencimientos (en millones de dólares): 31 de diciembre de 2007 2008 2009 Rebajas por nuevas inversiones Pérdidas fiscales

60 154

160 1

124 467

La Ley de Impuesto sobre la Renta en Venezuela establece el ajuste fiscal por inflación para el cálculo del impuesto. Los valores inicialmente ajustados de las propiedades, plantas y equipos son depreciados o amortizados a los fines fiscales en su vida útil remanente. La Ley también establece un ajuste regular por inflación anual que será incluido en la conciliación de la renta como una partida gravable o deducible. De conformidad con la Ley de Impuesto sobre la Renta, los contribuyentes sujetos a este impuesto que lleven a cabo operaciones de importación, exportación y préstamos con empresas relacionadas domiciliadas en el extranjero, están obligados a determinar sus ingresos, costos y deducciones aplicando la metodología estipulada en dicha Ley. PDVSA ha obtenido los estudios técnicos de precios de transferencias desarrollados con base en la metodología establecida en la Ley, cuyos efectos para cada filial aplicable, se incluyen en la determinación de la renta fiscal de cada año.

46

(Continúa)

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La Ley de Impuesto sobre la Renta en Venezuela establece una tarifa de 50% para las compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos y actividades conexas, estableciendo ciertas excepciones para la explotación y realización de actividades conexas sobre petróleos crudos extrapesados y gas no asociado, cuya tarifa es de 34%. La tarifa de impuesto sobre la renta aplicable para las principales filiales del exterior es de 35%. Los componentes del gasto de impuesto sobre la renta diferido en los resultados de cada año son los siguientes (en millones de dólares): 2004 Activo (pasivo) Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro Propiedades, plantas y equipos Regalías por pagar Costos financieros capitalizados Inversiones en afiliadas Inventarios Créditos fiscales y pérdidas trasladables Provisión para contingencias Otros

Beneficio (gasto) reconocido en resultados

2005 Activo (pasivo)

Beneficio (gasto) reconocido en resultados

726 (203) 41 (206) (284) (650) 374 (46)

41 (87) 6 (17) (5) 274 13 367 286

767 (290) 47 (223) (289) (376) 13 741 240

98 260 77 (50) 100 236 1 205 (203)

(248)

878

630

724

2006 Activo (pasivo)

865 (30) 124 (273) (189) (140) 14 946 37 1.354

Los efectos fiscales de las partidas más importantes que constituyen el activo y pasivo del impuesto sobre la renta diferido neto, para cada año, se presentan a continuación (en millones de dólares): 2006 Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro Propiedades, planta y equipos Regalías por pagar Costos financieros capitalizados Inversiones en afiliadas Inventarios Créditos fiscales y pérdidas trasladables Provisión para contingencias Otros Total activo de impuesto diferido, neto

Activo 2005

Pasivo 2006 2005

865 1.113 124 341 14 946 387

767 767 47 281 13 741 406

1.143 273 189 481 350

1.057 223 289 657 166

3.790

3.022

2.436

2.392

47

Neto 2006 865 (30) 124 (273) (189) (140) 14 946 37 1.354

2005 767 (290) 47 (223) (289) (376) 13 741 240 630

(Continúa)

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El total de activo y pasivo de impuesto sobre la renta diferido fue reclasificado con la finalidad de presentar en el balance general la posición neta no corriente según se indica a continuación (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Impuesto sobre la renta diferido - activo Impuesto sobre la renta diferido - pasivo

3.443 (2.089) 1.354

(b)

2.672 (2.042) 630

Regalías La regalía se paga con base en el petróleo crudo producido y el gas natural procesado en Venezuela. Se establece una tasa de 30% sobre los volúmenes de hidrocarburo y gas natural producidos en áreas tradicionales (aplicables a PDVSA Petróleo, PDVSA Gas y las empresas mixtas). El 30 de noviembre de 2005, se suscribió un convenio entre el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y PDVSA Petróleo, con el objetivo de establecer los términos para la liquidación de la regalía sobre la explotación de hidrocarburos y la participación sobre sustancias asociadas extraídas en el proceso de mejoramiento y refinación de hidrocarburos, siendo éstas el coque y el azufre. Este convenio entró en vigencia a partir del 1° de diciembre de 2005. En el caso de yacimientos relacionados con los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco, se estableció la tasa de 16 2/3% para ser aplicada durante la primera fase de la producción con base en ciertos parámetros fijados por el Gobierno Nacional. Los convenios establecen que cuando se inicie la producción comercial de crudo mejorado, la tasa se reduce a 1% y se mantendría en ese nivel durante los nueve años siguientes o, hasta que los ingresos procedentes de la venta del crudo tripliquen el valor de la inversión inicial, si ocurre antes de cumplirse el plazo mencionado. Después del período de nueve años, volvería a aplicarse la tasa de 16 2/3%. En octubre de 2004, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo estableció que la nueva tasa por concepto de regalía, vigente a partir del 11 de octubre de 2004 y aplicable a la explotación de los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco, que llevan a cabo las asociaciones con terceros, es de 16 2/3%. En mayo de 2006 se aprobó la Reforma Parcial a la Ley Orgánica de Hidrocarburos, mediante la cual se establece que las operadoras deberán pagar al Estado mediante regalías e impuestos adicionales 33,33% del valor de cada barril a boca de pozo.

48

(Continúa)

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El 14 de noviembre de 2006 se estableció un nuevo cálculo de regalías para las empresas que realizan actividades petroleras primarias en el país, fundamentándose en que se medirán mensualmente en los campos de producción los contenidos de azufre y gravedad API de los hidrocarburos líquidos extraídos y se reportarán conjuntamente con la producción fiscalizada; toda esta información formará parte del precio de liquidación de la regalía y se utilizará para el cálculo de cualquier ventaja especial. Esta información ocasionará ajustes por gravedad y azufre los cuales serán publicados por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo. Para la producción de crudo extrapesado operada por BITOR se establece la tasa de cálculo entre 16 2/3% y 30%, en función de la rentabilidad de los yacimientos. La regalía causada para los años 2006 y 2005 fue de $17.154 millones y $13.200 millones, respectivamente, la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro regalía y otros impuestos. La Compañía está sujeta al pago de impuestos por ventajas especiales, los cuales son determinados con base en: a) una participación como regalía adicional de 3,33% sobre los volúmenes de hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A., y b) un monto equivalente a la diferencia, si la hubiere, entre (i) 50% del valor de los hidrocarburos extraídos en las áreas delimitadas y entregados a Petróleos de Venezuela, S.A. durante cada año calendario y (ii) la suma de los pagos efectuados por las empresas mixtas a la República Bolivariana de Venezuela, con respecto a la actividad desarrollada por estas últimas durante el mismo año calendario, por concepto de regalías aplicables sobre los hidrocarburos y las inversiones en proyectos de desarrollo endógeno de 1% de utilidades antes de impuestos. Los impuestos por ventajas especiales deberán pagarse antes del día 20 de abril de cada año, de acuerdo con las disposiciones establecidas en el anexo f del Contrato para la Conversión a Empresa Mixta. PDVSA incurrió en este impuesto por $93 millones, incluido en los estados consolidados de resultados en el rubro regalías y otros impuestos. (c)

Impuesto de Extracción La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 33,33% del valor de todos los hidrocarburos líquidos extraídos de cualquier yacimiento, calculado sobre la misma base establecida para el cálculo de la regalía. Al calcular este impuesto, el contribuyente podrá deducir lo que se hubiese pagado por regalía, inclusive la regalía adicional que esté pagando como ventaja especial. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del año 2006, y PDVSA pagó por este impuesto $1.117 millones, los cuales están incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalía y otros impuestos. Las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco, adicional a la regalía de 16 2/3%, deberán pagar un impuesto de extracción de 16 2/3%.

49

(Continúa)

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(d)

Impuesto Superficial La Ley Orgánica de Hidrocarburos establece el pago de un impuesto equivalente a 100 unidades tributarias (UT) por cada kilómetro cuadrado o fracción de extensión superficial otorgada que no estuviese en explotación. Este impuesto se incrementará anualmente en 2% durante los primeros cinco años y en 5% en los años subsiguientes. Durante los años 2006 y 2005, la filial PDVSA Petróleo incurrió en impuesto superficial en Venezuela por $144 millones y $118 millones, respectivamente, incluidos en los estados consolidados de resultados en el rubro regalía y otros impuestos.

(e)

Impuesto de Registro de Exportación La Reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos establece una tasa de 0,1% sobre el valor de todos los hidrocarburos exportados desde cualquier puerto del territorio nacional, calculado sobre el precio al que se venda al comprador de dichos hidrocarburos. Este impuesto se comenzó a aplicar a partir del 24 de mayo de 2006, con una vigencia efectiva de sesenta (60) días continuos contados a partir de la fecha de publicación en Gaceta Oficial. PDVSA incurrió en este impuesto por $20 millones, incluido en los estados consolidados de resultados en el rubro regalía y otros impuestos.

(f)

Impuesto al Valor Agregado (IVA) El 1° de septiembre de 2005, fue publicada la Ley de Reforma Parcial del IVA, en la cual se estableció la reducción de la alícuota de 15% a 14%. La ley de reforma parcial entró en vigencia el 3 de octubre de 2005. El 11 de agosto de 2004, fue publicada la Ley de Reforma Parcial de la Ley del IVA, en la cual se estableció la reducción de la alícuota de 16% a 15% (véase la nota 27-b). La ley del IVA establece una exención para la comercialización de ciertos combustibles derivados de hidrocarburos, y la potestad de recuperar del Fisco Nacional ciertos créditos fiscales provenientes de las ventas de exportación. Los montos pendientes por recuperar no generan intereses. A continuación se muestra un resumen consolidado del movimiento de los créditos fiscales por recuperar o compensar (en millones de dólares): Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Montos por recuperar o compensar al inicio del año Generados durante el año Recuperados durante el año Ajuste por valor razonable (véase la nota 16) Pérdida cambiaria Montos por recuperar o compensar al final del año (véase la nota 21) Menos, porción circulante Porción a largo plazo

50

4.011 1.122 (647) (250) -

3.056 1.282 (327)

4.236 776

4.011 647

3.460

3.364

(Continúa)

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Durante el año 2006, se recibieron del Ministerio del Poder Popular para las Finanzas $647 millones en CERT, los cuales fueron utilizados para el pago de impuesto sobre la renta. Del saldo de los créditos fiscales por recuperar al 31 de diciembre de 2006 y 2005, aproximadamente de $118 millones y $138 millones, respectivamente, corresponden a las filiales relacionadas con las asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco. (g)

Impuesto de Consumo General Las ventas de gasolina y otros combustibles en Venezuela y en los Estados Unidos de América causan impuestos de consumo. Durante los años 2006 y 2005, los montos de estos impuestos fueron aproximadamente de $4.556 millones ($4.100 millones en los Estados Unidos de América y $456 millones en Venezuela) y $4.358 millones ($4.100 millones en los Estados Unidos de América y $258 millones en Venezuela), respectivamente. En los Estados Unidos de América este impuesto es pagado por el consumidor; por lo tanto se incluye como parte del precio de venta del producto, se recauda y se entera a las entidades gubernamentales sin efecto en los resultados consolidados de la Compañía. En Venezuela este impuesto lo paga PDVSA y lo reconoce como gastos de operación en los estados consolidados de resultados.

(h)

Impuesto al Débito Bancario En la Gaceta Oficial Nº 38.375, del 8 de febrero de 2006, se publicó la Ley que deroga el Impuesto al Débito Bancario, la cual está en vigencia a partir del 9 de febrero de 2006. Este impuesto se aplicaba a transacciones bancarias y la tasa vigente para los años 2006 y 2005 era de 0,50%.

(16) Instrumentos Financieros (a)

Determinación del Valor Razonable de los Instrumentos Financieros Algunas de las políticas y revelaciones contables de la Compañía requieren la determinación de los valores razonables para los activos y pasivos, tanto financieros como no financieros. Los valores razonables han sido estimados por la Compañía utilizando la información disponible en el mercado y siguiendo métodos de valuación apropiados. Información adicional sobre la estimación del valor razonable está revelada en las notas específicas de activos y pasivos de los estados financieros consolidados.

51

(Continúa)

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Los montos estimados que se presentan, no son necesariamente un indicativo de los montos que PDVSA pudiera realizar en un intercambio en el mercado actual. El uso de diferentes supuestos en el mercado y/o metodologías de estimaciones pudiera tener un efecto significativo sobre los valores razonables estimados (en millones de dólares): 31 de diciembre de 2006 2005 Valor Valor Valor Valor en libros razonable en libros razonable Activo: Efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo restringido Documentos y cuentas por cobrar Créditos fiscales por recuperar Cuentas por cobrar a largo plazo Gastos pagados por anticipado y otros activos Activos derivados (incluidos en gastos pagados por anticipado y otros activos) Pasivo: Cuentas por pagar a proveedores Porción circulante de la deuda a largo plazo Deuda a largo plazo, neto de porción circulante Beneficios a los empleados y otros beneficios post-retiro Impuesto sobre la renta por pagar Otros pasivos (incluidos en acumulaciones y otros pasivos) Pasivos derivados (incluidos en acumulaciones y otros pasivos)

1.875 2.776 9.546 4.236 3.072 2.561

1.875 2.776 9.546 4.197 3.072 2.561

1.800 4.903 7.978 4.011 2.469 398

1.800 4.903 7.978 3.995 2.469 398

52

52

35

35

(6.379) (652)

(6.379) (652)

(4.993) (729)

(4.993) (729)

(2.262)

(2.262)

(2.704)

(2.704)

(2.105) (2.487)

(2.105) (2.487)

(1.897) (4.305)

(1.897) (4.305)

(1.112)

(1.112)

(1.122)

(1.122)

(42)

(42)

(45)

(45)

9.079 Pérdida no reconocida

9.040 39

5.799

5.783 16

Los saldos en libros del efectivo y sus equivalentes, documentos y cuentas por cobrar, gastos pagados por anticipado y otros activos, cuentas por pagar a proveedores, se aproximan a su valor razonable debido al corto plazo de estos instrumentos. El efectivo restringido mayormente genera intereses a tasas variables de mercado y el valor en libros se aproxima al valor razonable. El valor razonable de los créditos fiscales por recuperar, y otros pasivos, han sido determinados al descontar el valor en libros, según recuperaciones y pagos estimados a futuro, utilizando tasas de interés aplicables en el mercado monetario. 52

(Continúa)

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Las cuentas por cobrar a largo plazo están valoradas a su valor razonable (véase la nota 12). El valor razonable de la deuda a largo plazo al 31 de diciembre del 2006 y 2005 se basa en las tasas de interés, disponibles actualmente para PDVSA para la emisión de deuda con vencimientos y términos similares y en cotizaciones suministradas por los corredores de bolsa, las cuales contemplan riesgo crediticio. El valor razonable de los instrumentos derivativos se basa en el monto estimado que la Compañía recibiría o pagaría por terminar los acuerdos, considerando los precios actuales de los productos, las tasas de interés y el nivel crediticio de las partes involucradas. (b)

Acuerdos de Actividades Derivativas, Opciones y Tasas de Interés PDVSA utiliza productos e instrumentos financieros derivados, para manejar los riesgos provenientes de precios de productos básicos definidos y tasas de interés que surgen de sus actividades operacionales. La Compañía no utiliza los instrumentos financieros derivados para comercializar o para fines especulativos. Los derivados que utiliza PDVSA son negociados en las bolsas de valores de cada país por intermedio de los principales agentes de colocación; las operaciones son realizadas en efectivo o, mediante la entrega del producto básico. PDVSA mantiene contratos de compra o venta a futuro de petróleo, opciones y otros derivados, fundamentalmente para cubrir parte del riesgo asociado al precio del petróleo crudo y sus productos. Las actividades con derivativos son realizadas dentro de límites establecidos por la gerencia, y los períodos de los contratos son, generalmente, menores a 30 días. Adicionalmente, PDVSA ha realizado acuerdos de tasas de interés para reducir el impacto que tienen las fluctuaciones de las tasas de interés sobre las deudas con tasas variables.

(c)

Concentración de Riesgo Crediticio Los instrumentos financieros expuestos a concentración de riesgo crediticio consisten, básicamente, en equivalentes de efectivo, instrumentos financieros derivativos y documentos y cuentas por cobrar. Los equivalentes de efectivo están representados por instrumentos de alta calidad y colocados en diversas instituciones. Similares estándares de crédito y diversificación son aplicados a los instrumentos derivativos. Los saldos de documentos y cuentas por cobrar están distribuidos en una amplia cartera de clientes a nivel mundial y, periódicamente, se evalúa la condición financiera de sus clientes. El riesgo crediticio depende de factores adicionales, como el precio del petróleo crudo y sus productos; así como también, su demanda y producción.

53

(Continúa)

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(17) Deuda a Largo Plazo La deuda a largo plazo consiste en lo siguiente (en millones de dólares): 31 de diciembre de 2006 2005 PDV America/CITGO: Facilidad de crédito rotativa garantizada, con interés anual de 8.25% y vencimiento en el año 2010 Acuerdo de crédito garantizado por $700 millones con interés variable LIBOR más 137,5 puntos bases ó 6,7 % y vencimiento en el año 2012 Bonos con opciones múltiples de emisión por $150 millones, no garantizados, con interés anual de 7,875% y vencimiento en el año 2006 Bonos exentos de impuesto, con tasa anual variable y fija, garantizados con cartas de crédito y vencimientos entre los años 2006 y 2032 Bonos sujetos a impuesto, garantizados con cartas de crédito, a tasas variables y con vencimientos en el año 2026 PDVSA Finance Ltd. - bonos no garantizados Con interés anual de 6,65% y vencimiento en el año 2006 Con interés anual de 9,37% y vencimientos entre los años 2006 y 2007 Con interés anual de 6,80% y vencimientos entre los años 2007 y 2008 Con interés anual de 9,75% y vencimientos entre los años 2008 y 2010 Con interés anual de 8,50% y vencimientos entre los años 2010 y 2012 Con interés anual de 7,40% y vencimientos entre los años 2014 y 2016 Con interés anual de 9,95% y vencimientos entre los años 2018 y 2020 Con interés anual de 7,50% y vencimientos entre los años 2027 y 2028 PDVSA Virgin Island, Inc. (PDVSA VI): Bonos garantizados por PDVSA y la participación accionaria en Hovensa, con interés anual de 8,46% y vencimientos entre los años 2006 y 2009 Van,

54

21

-

643

700

-

15

529

459

60

80

1.253

1.254

-

1 4 6 24 29 13 3 5

-

85

137

212

1.390

1.551

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31 de diciembre de 2006 2005 Vienen, PDVSA Petróleo: Bonos de PDVSA Cerro Negro, garantizados, con interés anual entre 7,33% y 8,03%, y vencimientos entre los años 2006 y 2028 Línea de crédito de PDVSA Cerro Negro, garantizada, a interés variable LIBOR más 5,43% al 6,45% y vencimientos entre los años 2006 y 2012 Línea de crédito de PDVSA Sincor, garantizada, a interés variable LIBOR más 5,53% al 6,97% y vencimientos entre los años 2006 y 2012 Línea de crédito de Corpoguanipa, garantizada, a interés variable LIBOR más 4,34% al 5,40% y vencimientos entre los años 2008 y 2018 Bariven, S.A. (Bariven): Préstamos garantizados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés anual variable y fijo entre 6,13% y 7,69% y vencimientos entre los años 2006 y 2008 PDV Marina, S.A. (PDV Marina): Facilidad de crédito garantizada, a interés variable entre 2,81% y 3,66% y vencimiento en el año 2006 PDVSA (Casa Matriz): Préstamos garantizados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés variable LIBOR más 0,5% y vencimiento en el año 2008 Préstamos garantizados por agencias gubernamentales de exportación e instituciones financieras, con interés variable entre 1,70% y 2,30% y vencimiento en el año 2012 (en Yenes) Facilidad de crédito no garantizada, a interés variable LIBOR más 4,5% y vencimiento en el año 2010 Otras filiales Menos, porción circulante de la deuda a largo plazo Porción a largo plazo

55

1.390

1.551

247

256

78

93

283

336

232

257

840

942

26

62

-

3

400

467

249

296

9

12

658

775

-

100

2.914 652

3.433 729

2.262

2.704

(Continúa)

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Los vencimientos de la porción a largo plazo, al 31 de diciembre de 2006, son los siguientes (en millones de dólares): Años 2008 2009 2010 2011 Años restantes

409 148 135 122 1.448 2.262

La deuda a largo plazo está denominada en dólares, excepto la deuda en Yenes indicada anteriormente. El 13 de marzo de 2006, PDVSA Finance Ltd. hizo pública la oferta de redención del total de la deuda pendiente a esa fecha por $83 millones. Esta redención se efectuó el 11 de abril de 2006 mediante el pago de una prima por, aproximadamente, $13 millones, la cual se incluye en los estados consolidados de resultados en el rubro otros egresos, neto (véase la nota 6). El 13 de octubre de 2005, CITGO anunció ofertas públicas de adquisición de valores para todos sus bonos con opciones múltiples de emisión, con interés anual de 7,875% y vencimiento en el año 2006; y de sus bonos con opciones múltiples de emisión con interés anual de 6% y vencimiento en el año 2011. El 14 de octubre de 2005, CITGO envió notificaciones de su elección de redimir antes de las fechas estipuladas de vencimiento los siguientes bonos de deuda: ƒ

Todos sus bonos con opciones múltiples de emisión, con interés anual de 11,375% y vencimiento en el año 2011.

ƒ

Todos sus bonos con opciones múltiples de emisión, de colocación privada, con interés anual de 9,3% y vencimiento en el año 2006.

ƒ

Todos sus bonos maestros con opciones múltiples de emisión, con interés anual entre 7,17% y 8,94%, y vencimientos desde el año 2006 hasta el año 2009.

El 15 de noviembre de 2005, CITGO se comprometió con una facilidad de crédito preferencial garantizada por $1.850 millones, conformada por una facilidad de crédito rotativo de cinco años por $1.150 millones y un préstamo de $700 millones con plazo de siete años. La facilidad de crédito está garantizada por los intereses de CITGO en sus refinerías de Lake Charles, en Louisiana, y de Corpus Christi, en Texas; sus cuentas por cobrar comerciales y sus inventarios; además, está sujeta a convenios típicos para este financiamiento garantizado.

56

(Continúa)

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En relación con la facilidad de crédito preferencial garantizada, durante el año 2005 CITGO redimió las siguientes deudas (en millones de dólares):

Tasas de interés Bonos preferenciales, no garantizados y vencimiento en el año 2011 Bonos con opciones múltiples de emisión, no garantizados y vencimiento en el año 2006 Colocación privada de bonos, no garantizados, y vencimiento entre los años 2005 y 2006 Bonos maestros con opciones múltiples de emisión, no garantizados y vencimientos entre los años 2006 y 2009 Bonos con opciones múltiples de emisión y vencimiento en el año 2011

Monto

6%

250

7,875%

136

9,30%

23

7,17% a 8,94%

165

11,375%

7 581

Como resultado de esta redención, CITGO incurrió en, aproximadamente, $32 millones de costos financieros, de los cuales aproximadamente $25 millones corresponden a primas pagadas en esta transacción. En relación con la emisión de febrero 2003, CITGO hizo pública una oferta en octubre de 2004 para la compra de $543 millones del capital de sus bonos con opciones múltiples de emisión, tasa de interés anual de 11,375%, y vencimiento en el año 2011. En esta transacción, CITGO reconoció los siguientes gastos durante el año 2004: $122 millones por la prima; $11 millones por honorarios no amortizados; $3 millones por descuentos no amortizados. Asimismo, en conexión con la emisión de febrero de 2003, con vencimiento en el año 2006, CITGO redimió $50 millones, quedando pendiente un saldo de $6,6 millones al 31 de diciembre de 2004, el cual fue pagado durante el año 2005. Cláusulas Contractuales Varias facilidades de préstamo establecen cláusulas contractuales que restringen la capacidad de la Compañía a incurrir en deuda adicional, pagar dividendos, hipotecar propiedades y vender ciertos activos. La Compañía estaba en cumplimiento de estas cláusulas al 31 de diciembre de 2006 y 2005, con la excepción de lo indicado en el párrafo siguiente relacionado con compromisos contractuales mantenidos por la filial PDVSA Petróleo, la cual posee una participación en el Proyecto Hamaca (véase la nota 13-a). Una porción de la deuda a largo plazo de PDVSA Petróleo, correspondiente a la línea de crédito de Corpoguanipa, se presenta como circulante al 31 de diciembre de 2006 y 2005, debido al recibo de una notificación de probable incumplimiento, el 20 de enero de 2006, por el retraso en la suscripción del Contrato de Garantía Adicional de Trabajo y Reconocimiento de Servicios Eléctricos (Collateral Assignment and Acknowledgement of Electrical Services Agreement). Los participantes del Proyecto están completando los pasos necesarios, conjuntamente con los prestamistas, para resolver esta situación.

57

(Continúa)

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Facilidades de Crédito Al 31 de diciembre de 2006, PDVSA tiene disponible líneas de crédito no garantizadas por $1.129 millones. (18) Capital Social y Reservas Capital Social Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el capital social de PDVSA está representado por 51.204 acciones de Bs25 millones cada una, totalizando Bs1.280.100 millones, equivalentes a $39.094 millones. De acuerdo con la Ley, las acciones no pueden ser enajenadas ni gravadas en forma alguna (véase la nota 1). Reserva Legal La reserva legal es un requisito para las empresas venezolanas. De acuerdo con las leyes venezolanas la reserva legal no puede ser distribuida como dividendos. Las otras reservas incluyen, principalmente, la reserva para la realización del activo por impuesto diferido y la reserva para nuevas inversiones. Dividendos Los dividendos en efectivo al Accionista son decretados y pagados en bolívares con base en los estados financieros estatutarios que reflejan ganancias no distribuidas. Durante el año 2006, se decretaron dividendos por $3.033 millones los cuales se pagaron de la siguiente forma: $1.317 millones mediante anticipos al Accionista a cuenta de dividendos, efectuados durante el año 2005; $1.317 millones en efectivo; y $399 millones mediante cesiones de pagarés. Durante el año 2005, se decretaron dividendos por $1.302 millones los cuales se pagaron a través de anticipos al Accionista a cuenta de dividendos, efectuados durante el año 2004; y $126 millones mediante cesiones de pagarés. Aporte Adicional del Accionista El aporte adicional del Accionista incluye $4.931 millones correspondiente a las contribuciones en propiedades, plantas y equipos realizadas para la constitución de las empresas mixtas, las cuales se crearon siguiendo instrucciones del Ejecutivo Nacional, a través del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y la Asamblea Nacional de la República Bolivariana de Venezuela, y de conformidad con el “Contrato para la Conversión a Empresa Mixta” (véase la nota 13-c). Intereses Minoritarios Los intereses minoritarios que se muestran en el estado consolidado de movimiento de las cuentas de patrimonio, corresponden a la participación de los inversionistas minoritarios en el patrimonio y resultados consolidados por los años terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005.

58

(Continúa)

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(19) Beneficios a los Empleados y Otros Beneficios Post-retiro A continuación se presenta un detalle del pasivo por indemnizaciones laborales, jubilaciones y otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Indemnizaciones laborales Jubilaciones Otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación Menos, porción circulante Porción a largo plazo

150 767 1.188 2.105 374

157 829 911 1.897 313

1.731

1.584

PDVSA tiene los siguientes planes de beneficios para sus trabajadores: (a)

Planes de Ahorro con Aportes Definidos PDVSA y sus filiales venezolanas mantienen fondos de ahorro para sus trabajadores y garantizan el capital acreditado en las cuentas de los asociados. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, los montos garantizados en los fondos de ahorro son de aproximadamente $110 millones y $78 millones, respectivamente. CITGO mantiene tres planes de retiro y ahorros con aportes definidos, los cuales cubren a todos los empleados elegibles; los empleados participantes en estos planes efectúan aportes voluntarios y, a su vez, la filial realiza aportes similares. Durante 2006 y 2005 CITGO reconoció $25 millones, en ambos años, relacionados con su contribución a esos planes.

(b)

Planes de Pensiones y Otros Beneficios de Jubilación Tanto en las filiales venezolanas como en las del exterior, existen planes de jubilación y de otros beneficios que cubren a los trabajadores y ex-trabajadores elegibles. Estos planes, entre otras condiciones, se basan en el tiempo de servicio, la edad y el salario. De conformidad con el contrato colectivo, PDVSA y sus filiales venezolanas han establecido un plan de jubilación que cubre a todos los trabajadores elegibles. Existen fondos de pensiones con sus respectivas organizaciones para la administración de los activos de los fondos una vez jubilado el trabajador. El financiamiento del plan de pensión para los trabajadores venezolanos está basado en un sistema de contribuciones, administrado bajo la figura de capitalización individual. Este plan establece aportes mensuales obligatorios sobre la base del salario normal, de 3% por parte del trabajador y de 9% por parte de la Compañía. En caso de ser necesario, la Compañía hará aportes adicionales a los fines de garantizar el pago del monto de beneficio de pensión según el plan definido por contrato. CITGO patrocina tres planes de beneficios definidos de pensión no contributivos; dos que cubren a empleados elegibles en régimen de horas y uno que cubre a empleados elegibles asalariados. CITGO también patrocina tres planes de beneficios definidos no calificados para ciertos empleados elegibles. 59

(Continúa)

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En adición a las pensiones por jubilación, PDVSA otorga planes de salud y odontológicos, seguro funerario y tarjeta de banda electrónica para alimentación. Estos beneficios son financiados con base en el método de efectivo. La situación de los planes de pensiones y de los otros beneficios de jubilación se resume a continuación (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación Valor presente de la obligación según estudio actuarial Valor presente de los activos del plan Valor presente de la obligación neta Ganancias (pérdidas) actuariales no reconocidas Costo de servicios pasados no reconocidos Acumulación en libros

2.992 (2.375)

3.097 (2.632)

3.867 (1)

2.904 (1)

617 175 (25)

465 404 (40)

3.866 (2.636) (42)

2.903 (1.942) (50)

767

829

1.188

911

El movimiento de la acumulación para planes de pensiones y otros beneficios de jubilación es el siguiente (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación Acumulación al inicio del año Gasto reconocido en el año Contribuciones recibidas Efecto por desincorporación de Pequiven (véase la nota 25) Beneficios pagados por el patrono Diferencia cambiaria

60

829 330 (153)

693 437 (139)

911 443 (124)

827 229 (96)

(35) (204) -

(93) (69)

(42) -

(49)

767

829

1.188

911

(Continúa)

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La composición del gasto por planes de pensiones y otros beneficios de jubilación, reconocido en los estados consolidados de resultados es la siguiente (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación Gasto de servicios del año Intereses sobre la obligación Rendimiento esperado sobre activos del plan Costo de los servicios pasados Pérdida actuarial reconocida

126 253 (226) 25 152

60 214 (212) (50) 425

78 247 8 110

34 130 42 23

330

437

443

229

El gasto es reconocido en los siguientes rubros de los estados consolidados de resultados (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación Gastos de operación Gastos de ventas administración y generales

61

211 119

165 272

178 265

85 144

330

437

443

229

(Continúa)

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La conciliación del valor presente de las obligaciones según estudio actuarial se presenta a continuación (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación Valor presente al inicio del año Costo por los servicios pasados del período Costo por intereses (Ganancias) o pérdidas actuariales (Ganancias) o pérdidas restringidas Beneficios pagados Costos por los servicios pasados Contribuciones de los empleados Efecto por desincorporación de Pequiven (véase la nota 25)

3.097 74 253 (36) (4) (375) 142 14 (173) 2.992

2.467 61 214 260 (107) 188 14 3.097

2.904 78 247 944 (112) (8) (186) 3.867

1.515 34 130 1.320 (95) 2.904

La conciliación del valor razonable de los activos de los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación se presenta a continuación (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación Activos del plan al inicio del año Rendimiento esperado Ganancias (pérdidas) actuariales Contribuciones hechas por la Compañía Contribuciones hechas por los trabajadores Efecto por desincorporación de Pequiven Beneficios pagados

62

2.632 243 (79) 123 44 (213) (375)

2.028 168 370 89 (23)

1 11 (11)

1 10 (10)

2.375

2.632

1

1

(Continúa)

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Las tendencias de las tasas asumidas para los planes médicos, tienen un efecto en los montos reportados. Un cambio en un punto porcentual en las tasas asumidas podría tener los siguientes efectos (en millones de dólares): Un punto porcentual de incremento disminución Efecto en los componentes del costo de servicio total y los intereses Efecto en el beneficio de la obligación

58 454

(60) (372)

La Compañía espera pagar aproximadamente $149 millones como contribución a los planes de pensiones durante el año 2007. A continuación un detalle de la composición de la cartera de los activos del plan de pensiones (en millones de dólares): Años terminados al 31 de diciembre de 2006 2005 Efectivo y equivalentes de efectivo Instrumentos de renta fija Instrumentos de renta mixta Otros

18 751 1.299 307

9 1.564 789 270

2.375

2.632

A continuación se presenta la información histórica de los planes de pensiones y otros beneficios de jubilación para los cuatro años previos (en millones de dólares): 2006

2005

2004

2003

2002

2.992 (2.375) 617

3.097 (2.632) 465

2.738 (2.250) 488

2.670 (2.087) 583

2.901 (1.239) 1.662

3.867 (1) 3.866

2.904 (1) 2.903

1.646 (1) 1.645

1.348 (1) 1.347

1.165 1.165

Planes de pensiones Valor presente de la obligación fondeada Valor razonable de los activos del plan Déficit en el plan Otros beneficios de jubilación Valor presente de la obligación fondeada Valor razonable de los activos del plan Déficit en el plan

63

(Continúa)

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Las premisas actuariales utilizadas se indican a continuación:

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 2006 2005 Planes de Otros beneficios pensiones de jubilación % % % % Venezuela: Tasa de descuento Tasa de incremento de las compensaciones Tasa de rendimiento sobre el ajuste por antigüedad Tasas de inflación médica Tasa de inflación Tasa estimada de rendimiento de los activos del plan Exterior: Tasa de descuento Tasa de incremento de las compensaciones Tasa estimada de rendimiento de los activos de los planes

10,0 7,0 12,0 6,0

10,0 7,0 12,0 6,0

10,0 7,0 8,0 6,0

10,0 7,0 8,0 6,0

10,0

10,0

-

-

5,5 4,5

5,8 4,5

5,8 4,5

5,8 4,5

8,3

8,3

6,0

6,0

Las premisas relacionadas a la mortalidad futura están basadas en estadísticas publicadas y en tablas de mortalidad, según las cuales la expectativa promedio de vida en Venezuela de una persona retirada de 65 años, es de 13 años para las mujeres y de 11 años para los hombres. La tasa de retorno esperada a largo plazo de los activos del plan es 10%. El retorno se basa exclusivamente en la expectativa de los rendimientos de las inversiones que PDVSA ha hecho en fondos externos para financiar las pensiones futuras de acuerdo con el plan de jubilación. Esta tasa es calculada con base en la totalidad del portafolio de inversión.

64

(Continúa)

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(20) Acumulaciones y Otros Pasivos Las acumulaciones y otros pasivos se resumen a continuación (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Impuestos IVA Regalías por pagar Arrendamientos financieros (véase la nota 11) Provisión para litigios y otros reclamos (véase la nota 23) Cuentas por pagar a empleados Acumulación para asuntos ambientales (véase la nota 23) Acumulación para obras de refinería Acumulación para obligaciones por retiro de activos (véanse las notas 3-m y 11) Intereses por pagar Dividendos por pagar Gastos acumulados afiliadas en el exterior Anticipos recibidos de contratistas Cuentas por pagar a entidades relacionadas (véase la nota 21) Otros Menos, porción circulante de acumulaciones y otros pasivos Porción a largo plazo

443 369 1.486 239 860 515 709 115

317 369 2.184 45 910 394 669 134

1.024 46 154 241 91 4.700 460

677 66 154 19 102 560

11.452

6.600

9.263

4.779

2.189

1.821

Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se incluyen en acumulaciones y otros pasivos $1.024 millones y $677 millones, respectivamente, por concepto de acumulaciones para obligaciones por retiro de activos, de exploración y producción. Los costos y obligaciones de retiro de activos asociados a las principales estructuras utilizadas en las actividades de refinación, comercio y suministro no fueron estimados, debido a que estos activos se consideran de uso indeterminado en el tiempo, como resultado de mantenimientos y reparaciones mayores y no se dispone de información para determinar, razonablemente, la fecha en que pudieran ser desincorporados. Las cuentas por pagar a entidades relacionadas por $4.700 millones, corresponden a cinco pagarés con la Oficina Nacional del Tesoro (ONT) emitidos en el mes de diciembre de 2006, con fechas de vencimiento entre enero y abril de 2007, y tasas de interés anual entre 5,35% y 5,37% (véase la nota 27-m).

65

(Continúa)

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El movimiento de las acumulaciones y otros pasivos, durante el 2006, es el siguiente (en millones de dólares):

Impuestos IVA Regalías y otros impuestos por pagar Arrendamientos financieros Provisión para litigios y otros reclamos Cuentas por pagar a empleados Acumulación para asuntos ambientales Acumulación para obras de refinería Acumulación para obligaciones por retiro de activos Intereses por pagar Dividendos por pagar Gastos acumulados afiliadas en el exterior Anticipos recibidos de contratistas Cuentas por pagar con entidades relacionadas Otros Total acumulaciones y otros pasivos

Saldo al 31 de diciembre de 2005 317 369 2.184 45 910 394 669 134

Disminución (206) (129) (19.133) (424) (491) (153) (19)

Saldo al 31 de diciembre de 2006 443 369 1.486 239 860 515 709 115

Porción circulante 443 369 1.486 41 602 448 158 115

360 399 241 4.700 828

(13) (20) (399) (19) (11) (928)

1.024 46 154 241 91 4.700 460

223 46 154 234 12 4.700 232

Porción a largo plazo 198 258 67 551 801 7 79 228

Aumento 332 129 18.435 194 374 612 193 -

677 66 154 19 102 560

6.600

26.797

(21.945)

11.452

9.263

2.189

(21) Operaciones con Empresas y Entidades Relacionadas PDVSA considera como partes relacionadas a su accionista, sus compañías afiliadas, empresas controladas conjuntamente, directores y ejecutivos de la Compañía, empresas propiedad del accionista y otras instituciones gubernamentales.

66

(Continúa)

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A continuación se resumen las operaciones y saldos con partes relacionadas (en millones de dólares): Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Actividades del año: Ventas Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas (véase la nota 10): Operaciones continuas Operación descontinuada Costos y gastos: Compras de petróleo crudo y productos refinados Regalías y otros impuestos (véase la nota 15) Otros Gasto estimado de impuesto sobre la renta en Venezuela (véase la nota 15-a): Operaciones continuas Operación descontinuada Gastos para el desarrollo social

13.012

11.040

1.072 -

1.074 103

10.301 18.435 92

9.088 13.318 12

3.518 13.784

6.168 24 6.909

31 de diciembre de 2006 2005 Saldos al final del año: Contribuciones al FEM (véanse las notas 4 y 6) Fideicomisos suscritos con el BANDES (véase la nota 6) Fideicomisos suscritos con BANFOANDES (véase la nota 6) Impuesto sobre la renta pagado en exceso (véase la nota 9) Créditos fiscales por recuperar (véase la nota 15-f) Documentos y cuentas por cobrar (véase la nota 7) Cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 12) Entes ejecutores del FONDESPA (veánse las notas 6 y 12) Inversiones en compañías afiliadas (véase la nota 10) Cuentas por pagar a proveedores (véase la nota 14) Acumulaciones y otros pasivos (véase la nota 20) Edificaciones usadas por entes gubernamentales (véase la nota 12) Impuesto sobre la renta por pagar en Venezuela

67

766 996 16 2.077 4.236 1.006 1.483 882 2.503 247 7.393 87 2.369

727 2.204 23 4.011 1.762 1.326 692 3.442 219 3.043 123 4.714

(Continúa)

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Durante los años 2006 y 2005, PDVSA efectuó ventas a compañías afiliadas y entidades relacionadas, las cuales se resumen a continuación (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Hovensa LYONDELL-CITGO Nynäs Ruhr Chalmette Refining C.A. de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) Siderúrgica del Orinoco, C.A. Petrozuata (véase nota 24) Super Octanos Fertinitro C. A. Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven) Mount Vernon Phenol Thyssen Citgo Petcoke Corporation Pequiven Otros

5.979 4.602 802 371 599 39 144 14 50 218 135 26 33

4.986 3.543 671 441 448 356 19 26 163 79 37 109 81 81

13.012

11.040

PDVSA Petróleo mantiene varios acuerdos de suministros que se resumen a continuación:

Convenio de suministro (MBD)

Entidad Ruhr Nynäs LYONDELL- Houston Refining L.P. (antes LYONDELL-CITGO) Chalmette Refining ConocoPhillips Hovensa Hamaca Marketing Company

237 57 230 90 172 270 129 1.185

Año de finalización 2022 2007 2011 Período de la asociación 2020 Entre 2008 y 2022 Período de la asociación

Como resultado de la venta de la inversión en LYONDELL-CITGO, efectuada durante el año 2006 (véase la nota 10), el acuerdo de suministro quedó sin efecto, y se firmó uno nuevo de condiciones similares entre la empresa LYONDELL Houston Refining L.P. y PDVSA Petróleo.

68

(Continúa)

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Durante los años 2006 y 2005, CITGO vendió a compañías afiliadas, principalmente a precios de mercado, materia prima y otros productos por $410 millones y $293 millones, respectivamente. Los saldos pendientes relacionados con estas operaciones al 31 de diciembre de 2006 y 2005, por $63 millones y $38 millones, respectivamente, se incluyen en documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas. Durante los años 2006 y 2005, CITGO adquirió productos refinados de varias compañías afiliadas (LYONDELL-CITGO - hasta el 30 de junio de 2006, Hovensa y Chalmette Refining) bajo acuerdos a largo plazo. Estas compras, por $9.896 millones en el año 2006 y $8.726 millones en el año 2005, se incluyen en los estados consolidados de resultados como compras de petróleo crudo y sus productos. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, las cuentas por pagar a proveedores incluyen $234 millones y $215 millones, respectivamente, relacionadas con estas operaciones. Durante los años 2006 y 2005, PDVSA compró crudo mejorado a Petrozuata por $405 millones y $362 millones, respectivamente, que se incluyen en compras de petróleo crudo y sus productos en los estados consolidados de resultados. Adicionalmente, Petrozuata reembolsó a PDVSA Petróleo gastos operativos por $14 millones y $26 millones, correspondientes a los años 2006 y 2005, respectivamente (véanse las notas 10, 13-a y 27-c). Durante los años 2006 2005, las compensaciones hechas por PDVSA a sus directores por concepto de sueldos y retribuciones a la seguridad social fueron de aproximadamente $2,90 millones y $2,76 millones, respectivamente. En adición a los sueldos y retribuciones a la seguridad social, la Compañía también otorga beneficios no monetarios a sus directores y contribuye con beneficios definidos por contrato y beneficios post-retiro. De acuerdo con los términos del contrato colectivo de PDVSA, los directores tienen los mismos derechos que el resto del personal, en cuanto a las condiciones de elegibilidad para optar por el plan de jubilación y para los otros beneficios post-retiro distintos a los planes de jubilación. Algunos de los directores de la Compañía mantienen posiciones claves en otras entidades relacionadas, algunas de sus atribuciones incluyen influir sobre las políticas operacionales y financieras en dichas entidades. Las operaciones efectuadas con entidades relacionadas al 31 de diciembre de 2006 y 2005, no indican necesariamente los resultados que se habrían obtenido de haberse realizado estas transacciones con terceras partes.

69

(Continúa)

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

Como parte del proceso de apoyo a los proyectos sociales llevados a cabo por el Gobierno Nacional (véase la nota 1), PDVSA efectuó los siguientes gastos durante los años 2006 y 2005 (en millones de dólares):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Gastos para el desarrollo social incurridos a través de los fideicomisos en BANDES y otras instituciones financieras gubernamentales (véanse las notas 6 y 12): Programas y Proyectos de desarrollo Habitacional y de Infraestructura Programas y Proyectos en el Marco del Fondo de Inversión Agrícola Ezequiel Zamora FONDESPA Misiones Bolivarianas y demás Proyectos Sociales Cooperativas de la Misión Vuelvan Caras Desarrollo Sustentable del Oriente y Occidente del País Plan de Siembra y Producción 2005 Empresas de Producción Social (EPS) Convenio Integral Bolivia - Venezuela Convenio Integral Argentina - Venezuela Convenio Integral Uruguay - Venezuela Fondo Alba Caribe Obras Hidráulicas Plan Vialidad 2006 Gastos incurridos en misiones, aportes a comunidades y otros: Misión Ribas Misión Vuelvan Caras Misión Barrio Adentro I, II y III Misión Sucre Misión Mercal Misión Milagro Misión Guaicaipuro Misión Ciencia Misión Vivienda Desarrollo Integral de Eficiencia Energética Apoyo a Misiones y comunidades Otros Aportes al FONDEN (véase la nota 4)

70

447

1.343

939 102 697 5 185 150 50 67 181 2.823

585 290 115 89 6 329 100 2.857

280 234 1.471 279 230 458 178 920 55 4.105

371 220 309 668 303 125 11 432 88 2.527

6.856

1.525

13.784

6.909

(Continúa)

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

Los aportes de PDVSA a los fideicomisos, excepto los correspondientes al FONDESPA, son reconocidos directamente como gastos para el desarrollo social, en el momento en que se efectúan los desembolsos, quedando en los fideicomitentes y en los beneficiarios la responsabilidad administrativa de los fondos. Los aportes al FONDESPA son reconocidos como efectivo restringido, cuentas por cobrar a largo plazo a los entes ejecutores (véase la nota 12) o como gastos para el desarrollo de acuerdo con las condiciones establecidas en los respectivos contratos. Durante el año 2005, la Junta Directiva de PDVSA decidió renunciar a los derechos, incluyendo el de beneficiario, que mantenía sobre los fideicomisos “Programas y Proyectos para el Desarrollo Habitacional y de Infraestructura” y “Programas y Proyectos en el Marco del Fondo de Inversión Agrícola Ezequiel Zamora”. De esta manera, a partir del año 2005, los aportes de PDVSA a dichos fideicomisos son reconocidos directamente como gastos para el desarrollo social. Como resultado de esta decisión se modificaron los contratos de estos fideicomisos y se reconocieron como gasto para el desarrollo social, durante el año 2005, los saldos acumulados que habían sido contabilizados como activos en las cuentas de efectivo restringido y las cuentas por cobrar a largo plazo y otros activos, al 31 de diciembre de 2004. Asimismo, se revirtió el ajuste al valor razonable acumulado de las cuentas por cobrara largo plazo correspondientes a estos fideicomisos al 31 de diciembre de 2004, reconociendo un ingreso por $348 millones que se presenta en rubro de otros egresos neto, del estado consolidado de resultados del año terminado el 31 de diciembre de 2005. Parte de los insumos recibidos para los proyectos sociales, son pagados mediante la compensación de cuentas por cobrar derivadas de ventas de petróleo crudo realizadas en el marco del Acuerdo de Cooperación Energética de Caracas (véase nota la 13-f). Los documentos y cuentas por cobrar a empresas y entidades relacionadas comprenden lo siguiente (en millones de dólares):

31 de diciembre de 2006 2005 Hovensa LYONDELL-CITGO Nynäs C. A. Energía Eléctrica de Venezuela (Enelven) Mount Vernon Phenol Fuerzas Armadas Nacionales Super Octanos Metor Asociación Civil "Administradora de los Fondos de Pensiones de los Jubilados de Petróleos de Venezuela, S.A." Otros

563 115 93 51 43 -

467 513 121 67 23 27 12 47

5 136

251 234

1.006

1.762

Las cuentas por cobrar a largo plazo al 31 de diciembre 2006 y 2005, incluyen saldos con Petrozuata por $41 millones y $49 millones, respectivamente, que corresponden a deudas por requerimiento de efectivo; cuentas por cobrar a los participantes de los proyectos de las Asociaciones de la Faja por $167 millones y 71

(Continúa)

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$339 millones, respectivamente, correspondiente a los valores de reconocimiento de los activos ubicados en áreas de la faja petrolífera del Orinoco antes del inicio de los proyectos; cuentas por cobrar a los empleados por $160 millones y $64 millones, respectivamente, correspondiente a prestamos por beneficios contractuales. Adicionalmente, se mantiene una cuenta por cobrar a C. A. de Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) por $503 millones y $306 millones, respectivamente, los cuales no generan intereses y no tienen fecha de vencimiento estipulada. Estas cuentas por cobrar a CADAFE incluyen, principalmente, las operaciones de suministro de diesel liviano, efectuadas por PDVSA Petróleo, las cuales pueden ser compensadas con el servicio de suministro de energía proporcionado por CADAFE. En este sentido, durante los años 2006 y 2005, PDVSA Petróleo compensó cuentas por cobrar con CADAFE por $29 millones y $23 millones, respectivamente. Durante el año 2006, PDVSA suministró a Pequiven fondos por $88 millones, para ser utilizados como capital de trabajo, las cuales se incluyen en las cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 25). Al 31 de diciembre de 2006 y 2005 PDVSA, a través de la filial BITOR, ha suministrado a SINOVENSA (afiliada de BITOR) fondos por $121 millones y $175 millones, respectivamente, para la construcción y operación de un módulo de producción y emulsificación de crudo extrapesado para la elaboración de Orimulsión® (MPE-3), que se incluye en las cuentas por cobrar a largo plazo (véase la nota 13-e y 27-c). Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, se han identificado ciertos activos con valor neto en libros de $87 millones y $123 millones, respectivamente, que corresponden a edificaciones de PDVSA usadas por entidades adscritas a organismos gubernamentales. Durante el año 2004, se formalizaron ciertos contratos de comodato para algunas de estas edificaciones. Los acuerdos en relación con las condiciones para el uso y la posible transferencia futura del resto de estas edificaciones, se encuentran en proceso de determinación y formalización legal. Los gastos por concepto de mantenimiento y otros cargos de estos activos son asumidos por PDVSA, la cual no recibe ninguna contraprestación de parte de las entidades adscritas a organismos gubernamentales por el uso de los mismos. Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, el valor de dichas edificaciones se presenta en el rubro de otros activos (véase la nota 12). (22) Información por Zonas Geográficas y Segmentos de Operaciones Las ventas entre segmentos consisten, básicamente, en ventas de petróleo crudo y gas natural y son realizadas al precio aproximado del mercado. PDVSA evalúa el desempeño de sus segmentos con base en las ventas netas, la ganancia operativa (ventas de petróleo crudo y sus productos, menos los costos y gastos excepto los gastos de financiamiento), los desembolsos netos para inversiones y las propiedades, plantas y equipos. La ganancia operativa, los activos y los pasivos del segmento, incluyen transacciones directamente atribuibles al segmento así como aquellos, que pueden ser distribuidos sobre razonable. Las transacciones y saldos no distribuibles comprenden principalmente la arrendamientos financieros y sus gastos financieros, el impuesto sobre la renta diferido y el sobre la renta por pagar.

y saldos una base deuda y impuesto

Los desembolsos netos para inversiones incluyen los costos netos totales incurridos durante el año para adquirir propiedades, plantas y equipos. 72

(Continúa)

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Segmentos de Negocios: ƒ

Las actividades de exploración y producción incluyen el proceso de búsqueda de reservas de petróleo y gas asociado y mejoramiento de crudos extrapesados; así como también, el manejo del crudo y gas asociado hasta las refinerías y plantas de fraccionamiento.

ƒ

Las actividades de refinación, comercio y suministro en Venezuela incluyen el manejo de las refinerías, mercadeo y transporte del petróleo crudo y productos refinados, bajo la marca PDV. Las actividades de refinación, comercio y suministro en los Estados Unidos de América representan la administración de las refinerías y el mercadeo de gasolina y productos refinados del petróleo, principalmente en las regiones este y medio oeste de ese país, bajo la marca CITGO.

ƒ

La actividad de gas incluye el manejo de las plantas procesadoras de gas, el mejoramiento, comercialización de gas natural y líquido, tanto industrial como doméstico, así como también el transporte, distribución, colocación y venta del mismo.

ƒ

La actividad petroquímica en Venezuela lleva a cabo la producción y mercadeo de varios compuestos, olefinas, resinas plásticas y aditivos químicos (véanse las notas 3-j y 25).

Segmentos Geográficos: Las actividades de exploración y producción de petróleo crudo y gas se realizan únicamente en Venezuela. Las actividades de refinación, suministro y comercio se focalizan principalmente en Venezuela y en los Estados Unidos de América. El renglón otros, incluye partidas corporativas y los resultados de operaciones poco significativas en Venezuela, Europa y el Caribe.

73

(Continúa)

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La información financiera relativa de los segmentos de la Compañía se indica en la siguiente tabla (en millones de dólares): Exploración y producción 2006 2005

Refinación, comercio y suministro 2006 2005

Gas 2006

2005

Petroquímica (descontinuada) 2006 2005

Otros 2006

Total 2005

2006

2005

23.033

18.865

Al 31 de diciembre Activos circulantes no distribuidos Activos de segmentos: Propiedades, plantas y equipos, neto: En Venezuela En los Estados Unidos de América En otros países

26.990 -

20.625 -

5.317 4.572 300

5.132 4.297 -

4.566 -

3.358 -

-

1.736 -

604 154

670 141

37.477 4.572 454

31.521 4.297 141

Total propiedades, plantas y equipos, neto

26.990

20.625

10.189

9.429

4.566

3.358

-

1.736

758

811

42.503

35.959

14.993

15.541

80.529

70.365

Activos no circulante no distribuidos Total activos Pasivos de segmentos: En Venezuela En los Estados Unidos de América En otros países Total pasivos de segmentos

11.001 -

5.005 -

2.653 3.457 141

1.744 4.594 151

990 -

701 -

-

124 -

1.022 387

731 329

15.666 3.457 528

8.305 4.594 480

11.001

5.005

6.251

6.489

990

701

-

124

1.409

1.060

19.651

13.379

7.775

9.891

27.426

23.270

Pasivos no distribuidos Total pasivos

74

(Continúa)

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

Refinación, comercio y suministro 2006 2005

Exploración y producción 2006 2005

Petroquímica (descontinuado) 2006 2005

Gas 2006

2005

Otros 2006 2005

Eliminaciones 2006 2005

Total 2006

2005

Petroquímica (descontinuado) 2006 2005

Operaciones continuas 2006 2005

Por los años terminados el 31 de diciembre Desembolsos netos para inversiones: En Venezuela En los Estados Unidos de América En otros países Total desembolsos netos para inversiones Depreciación y amortización Costos de obligaciones por retiro de activos Estimación (reverso) para deterioro de activos Ventas de petróleo crudo y sus productos: En Venezuela En los Estados Unidos de América En otros países Total ingresos Ganancia operativa de segmentos: En Venezuela En los Estados Unidos de América En otros países Total ganancia operativa

4.166 -

2.077 -

385 685 606

282 664 -

1.244 -

735 -

-

60 -

89 30

120

-

-

5.884 685 636

3.154 664 120

-

5.884 685 636

3.154 664 120

-

7.205

3.938

3.652

3.191

4.166

2.077

1.676

946

1.244

735

-

60

119

120

-

-

7.205

3.938

-

2.269

1.724

1.192

1.250

161

158

-

143

30

59

-

-

3.652

3.334

-

179

25

-

-

16

7

-

-

-

-

-

-

195

32

-

-

195

32

(74)

-

-

-

-

-

-

-

(93)

20

-

-

(93)

20

70.975 27.606 686

56.529 27.551 631

-

(1.796) -

70.975 27.606 686

54.733 27.551 631

99.267

84.711

-

(1.796)

99.267

82.915

17.812 2.826 392

16.227 1.493 503

-

(83) -

17.812 2.826 392

16.144 1.493 503

21.030

18.223

-

(83)

21.030

18.140

-

8

(5)

-

(14)

20

61.002 -

42.403 -

66.798 47.742 -

52.851 41.292 -

3.801 -

3.023 -

-

1.796 -

350 203 686

95 130 631

(60.976) (20.339) -

(43.639) (13.871) -

61.002

42.403

114.540

94.143

3.801

3.023

-

1.796

1.239

856

(81.315)

(57.510)

32.314 -

20.199 -

(17.184) 2.826 -

(5.482) 1.493 -

2.029 -

1.324 -

-

83 -

311 392

423 503

342 -

(320) -

32.314

20.199

(14.358)

(3.989)

2.029

1.324

-

83

703

926

342

(320)

Gastos de financiamiento Participación patrimonial en resultados netos de compañías afiliadas Ganancia en venta de inversión en LYONDELL-CITGO Refining L.P. Gastos para el desarrollo social Impuesto sobre la renta

(1) (1)

(2)

(267)

Ganancia neta del año Gastos (ingresos) sin salida de efectivo de segmentos distintos de depreciación y amortización Ingresos, neto sin salida de efectivo no distribuidos

-

544

255

297

321

(24)

35

-

-

Total (ingresos) gastos sin salida de efectivo

254

417

-

-

(191)

(143)

(267)

(183)

1.072

1.177

-

(103)

1.072

1.074

1.432 (13.784) (4.031)

(6.909) (5.817)

-

24

1.432 (13.784) (4.031)

(6.909) (5.793)

5.452

6.483

-

(154)

5.452

6.329

1.071

1.028

-

-

1.071

1.028

(1.932)

(1.299)

-

103

(1.932)

(1.196)

(861)

(271)

-

103

(861)

(168)

(1) Representa las eliminaciones de ventas entre segmentos. (2) Representa las eliminaciones de ventas, compras y costos entre segmentos.

75

(Continúa)

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Las ventas netas del año y los activos de larga vida distribuidos por área geográfica, se resumen a continuación (en millones de dólares):

Venezuela

Estados Unidos de América

51.157 36.873

47.742 4.572

368 1.058

99.267 42.503

41.259 30.851

41.292 4.297

364 811

82.915 35.959

Otros países

Total

31 de diciembre del 2006 Ventas netas (1) Activos de larga vida (2) 31 de diciembre del 2005 Ventas netas (1) Activos de larga vida (2) (1)

Basado en el país en donde se originó la venta.

(2)

Basado en la localización del activo.

(23) Compromisos y Contingencias Garantías Al 31 de diciembre de 2006, algunas filiales de PDVSA tienen garantías para la terminación de obras relacionadas con acuerdos de deuda y financiamiento de asociaciones en proyectos. Las filiales, proyectos, obligaciones de garantías y el año de terminación se muestran a continuación:

Filiales CITGO PDVSA Petróleo

Obligaciones de garantías (en millones de dólares)

Año de terminación

10 30

2008 2007

Al 31 de diciembre de 2006 y 2005, PDVSA no ha contabilizado pasivos por estos conceptos; históricamente los reclamos producto de garantías no han sido significativos. Al 31 de diciembre de 2006, CITGO ha garantizado deudas de filiales y afiliadas, incluyendo cartas de crédito y financiamientos para adquisición de equipo de comercialización. PDVSA Petróleo mantiene una fianza ambiental global suscrita con el Ministerio del Poder Popular para el Ambiente y los Recursos Naturales (MARN), la cual garantiza la ejecución de medidas ambientales en concordancia con las legislaciones vigentes.

76

(Continúa)

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Litigios y Otros Reclamos El 16 de febrero de 2006, la Sala Político Administrativa del Tribunal Supremo de Justicia dictó sentencia mediante la cual se declara sin lugar una apelación interpuesta por PDVSA Petróleo, contra una resolución del Servicio Nacional Integrado de Administración Aduanera y Tributaria (SENIAT), de fecha 17 de noviembre de 1999, relacionada con obligaciones tributarias correspondientes a los años 1994, 1995 y 1996, por $839 millones. La gerencia y sus asesores legales consideran que la sentencia antes mencionada viola derechos constitucionales fundamentales, como el de tutela judicial efectiva y el de capacidad contributiva, por lo que interpuso un recurso de revisión ante la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia, conjuntamente con una medida cautelar que permita la suspensión inmediata de sus efectos. La gerencia y sus asesores legales consideran que los resultados del mencionado procedimiento legal no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera de la Compañía o los resultados de sus operaciones (véase la nota 27-j). En septiembre de 2005, la empresa New Brunswick Power Corporation (“NB Power”) introdujo una demanda en una corte de Canadá, y una solicitud de arbitraje ante el Consejo Internacional de Resolución de Disputas de la Asociación Americana de Arbitraje de New York, en contra de PDVSA, BITOR y la República Bolivariana de Venezuela, alegando entre otras cosas el incumplimiento de un supuesto contrato de suministro de Orimulsión®. Dichos procedimientos fueron suspendidos hasta tanto la Corte Federal de New York se pronuncie sobre una petición de PDVSA y BITOR relativa a la existencia o no del Contrato. NB Power, reclama la indemnización de daños por $1.800 millones. La gerencia de PDVSA y sus asesores legales manifiestan que este contrato nunca fue firmado, por lo que defenderán vigorosamente el alegato de su invalidez. En los actuales momentos se ha fijado como fecha tentativa de inicio del juicio (Trial), para finales de junio de 2007. En febrero de 2002, LYONDELL-CITGO interpuso una demanda contra PDVSA y PDVSA Petróleo en una corte distrital en los Estados Unidos de América, ubicada en el Distrito Sur de Nueva York. LYONDELL-CITGO alega que PDVSA y PDVSA Petróleo erróneamente declararon casos de fuerza mayor y redujeron envíos de petróleo crudo extrapesado a LYONDELL-CITGO. LYONDELL-CITGO solicitó la indemnización por daños y perjuicios por supuestos hechos de incumplimiento del convenio de suministro de petróleo crudo entre LYONDELL-CITGO y Lagoven (posteriormente fusionada en PDVSA Petróleo), y el convenio de suministro suplementario entre LYONDELL-CITGO y PDVSA; ambos acuerdos de fecha 5 de mayo de 1993, que expiran en el año 2017. En julio de 2006, LYONDELL-CITGO y PDVSA anunciaron el fin del litigio referido al acuerdo de suministro. En marzo de 2006 CITGO pagó a Lyondell Chemical Company (accionista mayoritario de LYONDELL-CITGO) $80 millones para el finiquito de todas las reclamaciones existentes (véase la nota 10).

77

(Continúa)

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La Compañía está involucrada en otros reclamos y acciones de orden legal en el curso normal de sus operaciones por $5.378 millones. En opinión de la gerencia y sus asesores legales, la disposición final de estos reclamos no tendrá un efecto material adverso sobre la posición financiera de la Compañía, resultados de sus operaciones o su liquidez. Con base en el análisis de la información disponible, se incluye en acumulaciones y otros pasivos una provisión, al 31 de diciembre de 2006 y 2005, por $860 millones y $910 millones, respectivamente (véase la nota 20). Si las demandas y reclamos conocidos se resolvieran de una manera adversa para la Compañía en montos mayores que los acumulados, entonces estos resultados podrían tener un efecto material adverso sobre los resultados de estas operaciones. A pesar que no es posible predecir el resultado de estos asuntos, la gerencia, basada en parte en la recomendación de sus asesores legales, no considera que sea probable que pérdidas asociadas con los mencionados procedimientos legales, que excedan los estimados ya reconocidos, generen montos importantes para la situación financiera de la Compañía o en los resultados de sus operaciones. Cumplimiento con Regulaciones Ambientales La mayoría de las filiales de PDVSA, tanto en Venezuela como en el extranjero, están sujetas a diversas leyes y reglamentos ambientales que requieren gastos significativos para modificar sus instalaciones y prevenir o subsanar los efectos ambientales del manejo de desechos y derrames de agentes contaminantes. En los Estados Unidos de América y Europa, las operaciones están sujetas a una serie de leyes y reglamentos federales, estatales y locales que pueden exigir a las compañías tomar acciones para subsanar o aliviar los efectos de la desactivación temprana de planta o el derrame de contaminantes sobre el ambiente. PDVSA está llevando a cabo acciones para prevenir los riesgos ambientales, proteger la salud de las personas y preservar la integridad de sus instalaciones. Durante el año 2006, PDVSA continuó implantando su sistema de Gerencia Integral de Riesgos (SIR-PDVSA®) en toda la Compañía, el cual estima completar en el año 2009. Este sistema se basa en estándares y prácticas internacionales como ISO 9000 para el control de documentación; ISO 14001 para manejo ambiental; ISO 18000 y el British Standard BS8800 para salud ocupacional; y los lineamientos del American Petroleum Institute (API) para seguridad de los procesos. PDVSA ha invertido aproximadamente $41 millones e invertirá adicionalmente $5 millones para completar la implementación total del SIR-PDVSA. Adicionalmente, PDVSA tiene un plan de inversión para cumplir con los reglamentos ambientales en Venezuela, el cual contempla, aproximadamente $2.255 millones en desembolsos de capital entre los años 2004 al 2009 que incluyen lo siguiente: $1.150 millones para calidad de producto; $911 millones para control de riesgo en los sitios de operaciones; $162 millones para proyectos de cumplimiento ambiental; y $32 millones para otras inversiones relacionadas con el ambiente. CITGO estima gastos de aproximadamente $1.100 millones para proyectos que regulen los riesgos ambientales entre los años 2005 al 2009. Durante los años 2006 y 2005, PDVSA gastó en mejoras de capital y otros asuntos ambientales relacionados con sus operaciones $2 millones y $8 millones, respectivamente, en Venezuela; y $273 millones y $203millones, respectivamente, en CITGO.

78

(Continúa)

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Adicionalmente, y como parte de su responsabilidad ambiental, PDVSA mantiene un plan de saneamiento y restauración ambiental de los pasivos ambientales que se generaron hasta el año 2004. Este plan tiene una duración de 12 años, a partir de su inicio en el año 2001 y contempla el saneamiento de fosas, lodos y crudo fuera de especificación; materiales y desechos peligrosos; instalaciones, equipos abandonados y a desmantelar; áreas impactadas por la actividad petrolera y, las fuentes radioactivas. Al 31 de diciembre de 2006, se han saneado 2.391 fosas de hidrocarburos de las 13.460 fosas existentes, quedando por sanear 11.069 fosas. Con base en el análisis de la información detallada disponible, PDVSA estimó los pasivos relacionados con el saneamiento y la restauración de pasivos ambientales y reconoció gastos en los resultados de los años 2006 y 2005 por $193 millones y $82 millones, respectivamente. Los saldos de las acumulaciones para asuntos ambientales, al 31 de diciembre de 2006 y 2005, son de $709 millones y $669 millones, respectivamente (véase la nota 20). CITGO ha recibido varias notificaciones de violación de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos de América (Environmental Protection Agency - EPA) y otras agencias reguladoras, que incluyen notificaciones bajo el Federal Clean Air Act y podría ser designada como parte potencialmente responsable (PRP), conjuntamente con otras compañías, con respecto a las localidades que se encuentran bajo el Comprehensive Enviromental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA). Estas notificaciones se están revisando y, en algunos casos, se están tomando acciones de recuperación. CITGO se encuentra comprometido con negociaciones para establecer acuerdos con los organismos mencionados anteriormente. Es posible que existan condiciones que requieran de gastos adicionales en diversos lugares, incluyendo, pero no limitados, a los complejos operativos, estaciones de servicio y terminales de almacenamiento de petróleo crudo de PDVSA. La gerencia considera que estos asuntos, durante el curso normal de las operaciones, no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera, la liquidez o las operaciones consolidadas de PDVSA. Acuerdos con la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) La República Bolivariana de Venezuela es miembro de la OPEP, organización dedicada principalmente al establecimiento de acuerdos en busca del mantenimiento de precios estables del petróleo crudo a través de la fijación de cuotas de producción. Hasta la fecha, la reducción en la producción de petróleo crudo como resultado de cambios en las cuotas de producción de la OPEP, o la variación en sus precios, no ha tenido un efecto significativo sobre los resultados de las operaciones de la Compañía, su flujo de caja y sus resultados financieros.

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(Continúa)

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(24) Información sobre Operaciones de Producción De acuerdo con la información financiera y operacional de la Compañía y los reportes de producción fiscalizada emitidos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, la producción de petróleo crudo durante los años terminados el 31 de diciembre de 2006 y 2005, es la siguiente (expresada en MBD):

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Gestión propia de producción de petróleo crudo (1) Convenios operativos (2) Empresas mixtas (2) Convenios de exploración a riesgo Participación de PDVSA en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco (véase la nota 13-a): PDVSA Sincor PDVSA Cerro Negro Corpoguanipa Petrozuata

2.315 116 241 1

2.109 497 5

65 48 47 59 219 15

73 51 50 60 234 61

Total producción propia de PDVSA

2.907

2.906

Producción nación (3)

3.250

3.274

1.917 698

1.876 736

2.615

2.612

2.975

2.993

Crudo extrapesado (menos de 8 grados API)

Exportación propia: Petróleo crudo Productos Total exportación propia Exportación nación

(4)

(1)

Incluye petróleo crudo condensado de planta por 5 MBD, en los años 2006 y 2005.

(2)

Los convenios operativos se mantuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006 y, a partir de esa fecha, sus actividades migraron a empresas mixtas (información no auditada). La mayoría de los estados financieros de las empresas mixtas fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA (véanse las notas 3-p y 13-c).

(3)

Incluye 343 MBD en el año 2006 y 368 MBD en el año 2005, correspondientes a la participación de terceros en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco (información no auditada). Los estados financieros de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA.

(4)

Incluye 360 MBD en el año 2006 y 381 MBD en el año 2005, correspondientes a la participación de terceros en las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco (información no auditada). Los estados financieros de las Asociaciones de la Faja Petrolífera del Orinoco fueron auditados por contadores públicos independientes distintos a los de PDVSA.

80

(Continúa)

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(25) Operación Descontinuada En Asamblea Extraordinaria de Accionista de PDVSA, celebrada el 20 de enero de 2006, se decidió la transferencia, a título gratuito, del total de las acciones de Pequiven a la República Bolivariana de Venezuela, para cumplir con lo establecido en la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares, publicada en diciembre de 2005. Con la finalidad de atender los lineamientos establecidos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y los planes estratégicos de PDVSA, la Compañía continuará, temporalmente, apoyando financieramente las actividades de Pequiven. Este apoyo incluye préstamos para capital de trabajo con la finalidad de ejecutar el plan de inversiones del año 2006, descuentos en los precios del gas metano y financiamiento de cuentas por cobrar hasta por 180 días (véase la nota 21). Como consecuencia de esta decisión, la gerencia de PDVSA clasificó esta transferencia de acciones como una operación descontinuada por lo que, el estado consolidado de resultados del año 2005, ha sido reestructurado a los efectos de mostrar el importe de las actividades del segmento petroquímico como ganancia de operación descontinuada, separada de la ganancia neta de las operaciones continuas de la Compañía. La ganancia atribuible a esta operación descontinuada fue la siguiente (en millones de dólares):

Año terminado el 31 de diciembre de 2005 Ingresos Costos y gastos Ganancia antes de impuesto sobre la renta Impuesto sobre la renta Ganancia neta del año

1.796 1.721 178 24 154

El flujo del efectivo provisto por (usado en) la operación descontinuada fue el siguiente: Efectivo neto provisto por las actividades operacionales Efectivo neto usado en las actividades de inversión Efectivo neto provisto por las actividades de financiamiento Efectivo neto usado en la operación descontinuada

81

68 (98) 85 (55)

(Continúa)

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El efecto neto por la desincorporación de Pequiven fue $2.879 millones, el cual es presentado en el estado consolidado de movimiento de las cuentas de patrimonio, correspondiente al año terminado el 31 de diciembre de 2006, como una distribución patrimonial del Accionista para dar cumplimiento a la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades Petroquímica, Carboquímica y Similares. A continuación, se muestra un detalle de este efecto (en millones de dólares):

Efectivo y equivalentes de efectivo Documentos y cuentas por cobrar Inventarios Inversiones en compañías afiliadas Propiedades, plantas y equipos Cuentas por pagar proveedores Otros pasivos

(137) (422) (167) (580) (1.736) 124 39

Activos y pasivos, neto

(2.879)

(26) Nuevas Contribuciones Legales (a)

Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación En agosto de 2005 se promulgó la Ley Orgánica de Ciencia, Tecnología e Innovación. De acuerdo con esta Ley, a partir del 1° de enero de 2006, las grandes empresas del país deben destinar, anualmente, una cantidad equivalente a 0,5% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional, en cualesquiera de las actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. De acuerdo con la referida Ley, son grandes empresas aquéllas que tienen ingresos brutos anuales superiores a 100.000 Unidades Tributarias (UT). Además la Ley establece que estas grandes empresas del país, que se dediquen a las actividades establecidas en las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos y de Hidrocarburos Gaseosos, deberán aportar anualmente una cantidad equivalente a 2% de los ingresos brutos obtenidos en el territorio nacional en actividades de inversión en ciencia, tecnología e innovación. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2006, la Compañía aplicó el principio de la unidad económica y determinó un aporte por $1.077 millones, en forma consolidada con sus filiales domiciliadas en Venezuela, el cual fue compensado con desembolsos relacionados con inversión en actividades de ciencia, tecnología e innovación, efectuados durante ese año.

(b)

Ley Orgánica contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas Con fecha 16 de diciembre de 2005 fue publicada en la Gaceta Oficial Nº 38.287, la Ley Orgánica Contra el Tráfico Ilícito y el Consumo de Sustancias Estupefacientes y Psicotrópicas, la cual deroga la anterior Ley del 30 de septiembre de 1993. La mencionada Ley establece que todas las personas jurídicas, públicas y privadas que ocupen cincuenta trabajadores o más, destinarán 1% de la ganancia neta anual, a programas de prevención integral social contra el tráfico y consumo de drogas ilícitas y, de este porcentaje, se destinará 0,5% para los programas de protección integral a favor de los niños, niñas y adolescentes. Durante el año terminado el 31 de diciembre de 2006, la Compañía reconoció un gasto de aproximadamente $33 millones por este concepto, el cual se contabilizó como otros egresos, neto en los estados consolidados de resultados.

82

(Continúa)

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(27) Eventos Subsecuentes A continuación se resumen los eventos considerados más importantes, ocurridos con posterioridad a la fecha del balance general: (a)

Adquisición de Compañías del Sector Eléctrico De acuerdo con lineamientos y objetivos estratégicos del Ejecutivo Nacional, durante el año 2007 la Asamblea de Accionista de PDVSA autorizó la compra de varias entidades que operan en el sector eléctrico del país. A continuación se presenta un resumen de estas operaciones. C.A. La Electricidad de Caracas El 15 de febrero de 2007, PDVSA suscribió un acuerdo con The AES Corporation y su filial AES Shannon Holding, B.V., para la compra de su participación en C.A. La Electricidad de Caracas (EDC), equivalente a 82,14% de las acciones, por $739 millones. De acuerdo con la legislación venezolana, para adquirir las acciones restantes en circulación PDVSA debe realizar una oferta pública. Entre el 8 de abril y el 8 de mayo de 2007, PDVSA realizó una oferta pública para adquirir hasta 17,86% de las acciones restantes en circulación de la EDC, por el equivalente en bolívares de $0,2734 por acción (calculado al tipo de cambio oficial para la venta de dólares, vigente en la fecha de cierre). Esto incluyó, paralelamente, una oferta pública en Venezuela y una oferta en los Estados Unidos de América para la adquisición de todos y cada uno de los American Depositary Share (ADS’s) en circulación, cada uno representativo de 50 acciones de EDC, a un precio de $13,6675 por cada ADS. Como resultado de la oferta pública, PDVSA adquirió 93,61% del total de las acciones en circulación de EDC. Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. El 8 de febrero de 2007, PDVSA firmó un Memorándum de Entendimiento con CMS Energy Corporation, para comprar sus acciones en la Empresa Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta, C.A. (SENECA), por $105,5 millones, las cuales representan 88% del capital social de esa Entidad. El 7 de marzo de 2007, la Asamblea de Accionista de PDVSA aprobó la compra en los términos acordados, la cual se completó el 30 de marzo de 2007. Otras Empresas del Sector Eléctrico Asimismo, durante el año 2007, PDVSA inició varios procesos de negociación con la finalidad de adquirir las acciones de las compañías Electricidad de Valencia, S.A. (ELEVAL), Turbogeneradores de Venezuela, S.A. (TURBOVEN); Termobarrancas, C.A.; C.A. Luz y Fuerza Eléctrica (CALIFE). La gerencia de la Compañía se encuentra en proceso de negociación con los accionistas de esas empresas, con la finalidad de lograr un acuerdo sobre los términos y condiciones de compra.

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(Continúa)

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(b)

Impuesto al Valor Agregado (IVA) En la Gaceta Oficial Nº 38.632, del 26 de febrero de 2007, se publicó la Ley de Reforma Parcial de la Ley sobre el IVA, la cual establece una reducción de la alícuota de 14% a 11%, desde el 1° de marzo hasta el 30 de junio de 2007 y, de 9% a partir del 1° de julio de 2007.

(c)

Asociaciones con Terceros En el marco de la política de “Plena Soberanía Petrolera”, y con la finalidad de poner fin al proceso de privatización de la industria petrolera venezolana, iniciado durante la década de los años 90, el 26 de febrero de 2007, el Gobierno la República Bolivariana de Venezuela dictó el Decreto Nº 5.200, con rango, valor y fuerza de Ley de Migración a Empresas Mixtas de los Convenios de Asociación de la Faja Petrolífera del Orinoco; así como de los Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias Compartidas, de acuerdo con el cual las asociaciones, denominadas Petrolera Zuata, S.A., Sincrudos de Oriente, S.A., Petrolera Cerro Negro, S.A. y Petrolera Hamaca, C.A. deben trasformarse en empresas mixtas, en las cuales la filial CVP, o alguna otra filial que se designe, mantenga no menos de 60% de sus acciones, en concordancia con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Asimismo, los existentes Convenios de Asociación a Riesgo y Ganancias Compartidas en el Golfo de Paria Oeste, Golfo de Paria Este y el bloque conocido como La Ceiba; así como también, la asociación denominada Orifuels SINOVEN, S.A., deben ser transformadas en empresas mixtas, bajo el mismo esquema mencionado anteriormente. A tales efectos, se constituyeron comisiones de transición para cada una de las asociaciones, las cuales se incorporaron a sus directivas, con el fin de garantizar la transferencia del control sobre todas sus actividades, a las nuevas empresas estatales. Asimismo, este Decreto Ley concedió a los socios de las asociaciones, un plazo contado a partir de la fecha de su publicación, para acordar los términos y condiciones de su posible participación en las nuevas empresas mixtas. También, se concedió un plazo adicional para someter los señalados términos y condiciones a la Asamblea Nacional, con la finalidad de solicitar su autorización, de conformidad con lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Transcurrido el plazo establecido, sin que se hubiera logrado acuerdo para la constitución y funcionamiento de las empresas mixtas, la República Bolivariana de Venezuela, a través de PDVSA, asumirá directamente las actividades ejercidas por las diferentes asociaciones, para preservar su continuidad, en razón de su carácter de utilidad pública e interés social. Con base en este Decreto Ley, a partir del 1° de mayo de 2007, PDVSA tomó el control de todas las instalaciones relacionadas con las asociaciones antes mencionadas. Actualmente, se encuentran en proceso las negociaciones con los diferentes socios de las asociaciones, sin que se hayan concretado acuerdos definitivos.

(d)

Emisión de Bonos y Otros Financiamientos Con la finalidad de obtener los recursos necesarios para la ejecución de los planes de inversión para los próximos 6 años (Plan Siembra Petrolera 2007 – 2012), la Asamblea de Accionista de PDVSA ha aprobado la emisión de bonos; así como también, otras modalidades de financiamiento.

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(Continúa)

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El 8 de enero de 2007 se aprobó la emisión de la oferta pública de bonos, hasta por $5.000 millones con vencimientos a 10, 20 y 30 años (2017, 2027 y 2037). La filial PDVSA Petróleo actúa como garante de los bonos y, los fondos obtenidos, deberán ser destinados a inversiones de capital. Esta emisión fue dirigida y regulada por el BCV, quedando exceptuada del ámbito de aplicación de la Ley de Mercados de Capitales de Venezuela, en virtud del carácter de empresa estatal que tiene PDVSA. Debido a la alta demanda recibida de los inversionistas, y las condiciones favorables de estos instrumentos de deuda, en Asamblea de Accionista de fecha 26 de febrero de 2007, se autorizó el incremento de esta emisión hasta $7.500 millones, de manera de obtener los recursos adicionales necesarios para la adquisición de acciones de las empresas del sector eléctrico; así como para otras inversiones aprobadas por la Asamblea de Accionista de PDVSA. El cupón de rendimiento de los bonos emitidos es de 5,25%, 5,375% y 5,50% anual, para los vencimientos a 10, 20 y 30 años, respectivamente. En la emisión combinada de estos bonos se generó una prima de 5,5%. Los bonos serán pagaderos en dólares estadounidenses a su vencimiento. El 12 de abril de 2007, se completó el proceso de emisión de los bonos, alcanzándose la colocación de los $7.500 millones ofertados. El 12 de abril de 2007, fue publicado el Decreto Nº 5.282 que establece la exoneración del pago de impuesto sobre la renta, a los enriquecimientos obtenidos por los tenedores, personas naturales y jurídicas provenientes de los bonos PDVSA. En enero de 2007, la Compañía contrató una línea de crédito por $1.124 millones con un grupo de bancos liderado por el BNP Paribas. Este préstamo tiene fecha de vencimiento el 30 de enero de 2008 y puede ser extendido por un año adicional con la aprobación de los prestamistas que representen más de 50% del compromiso original. Este préstamo causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR, más un incremento calculado con base en el riesgo país de Venezuela, establecido por la calificadora Standard & Poor’s. A la fecha de la emisión, este incremento era de 1,15%. En febrero de 2007, la Compañía contrató una línea de crédito por $3.500 millones con un grupo de bancos liderados por el Japan Bank for International Cooperation (JBIC). Este préstamo tiene un vencimiento a 15 años, causará intereses a una tasa equivalente a LIBOR, más 1,13% e incluye opciones de pagos en efectivo o mediante la entrega de petróleo crudo y productos a precios de mercado, sujeto a un acuerdo de cantidades mínimas revisadas cada tres años. (e)

Convenio Cambiario Nº 9 El 22 de marzo de 2007 se publicó en la Gaceta Oficial Nº 38.650 el Convenio Cambiario Nº 9, el cual estableció que PDVSA podrá adquirir divisas directamente ante el BCV para la reposición, hasta el monto autorizado, de los fondos colocados en el exterior de acuerdo con lo establecido en el Artículo Nº 113 de la Ley del BCV. Con base en este Convenio, el 8 de febrero de 2007 el Directorio del BCV autorizó a PDVSA a mantener un fondo especial hasta la cantidad de $3.500 millones, para atender el Plan Siembra Petrolera 2007 – 2013.

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(f)

Ley Habilitante Con fecha 1° de febrero de 2007, la Asamblea Nacional aprobó la Ley que Autoriza al Presidente de la República para dictar Decretos con Rango, Valor y Fuerza de Ley en un grupo de materias delegadas por un período de 18 meses a partir de su publicación. De acuerdo con el texto de esta Ley, las materias objeto de esta autorización comprenden temas en los ámbitos de transformación de las instituciones del estado, participación popular, económico y social, financiera y tributaria, y energética.

(g)

Ley de Reconversión Monetaria El 6 de marzo de 2007, el Ejecutivo Nacional dictó el Decreto con rango, valor y fuerza de Ley de Reconversión Monetaria, que contempla, a partir del 1° de enero de 2008, una reexpresión de la unidad del sistema monetario equivalente a un mil bolívares actuales. Por lo tanto, a partir del 1° de enero de 2008 los precios, salarios y demás prestaciones de carácter social, así como los tributos y demás sumas en moneda nacional contenidas en estados financieros, en otros documentos contables, o en títulos de crédito y, en general, cualquier operación o referencia expresada en moneda nacional, deberán expresarse conforme al bolívar reexpresado (“Bolívares Fuertes” o “Bs. F”). Como parte del proceso de reconversión, a partir del 1° de octubre de 2007, los instrumentos en lo cuales se oferten los precios de bienes y servicios; así como otros que expresen importes monetarios, emplearán en su referencia tanto la unidad de cuenta previa a la reexpresión, como la resultante de esta última. Asimismo, establece la expresión en la nueva unidad monetaria de aquellos estados financieros de ejercicios concluidos antes del 1° de enero de 2008, cuya aprobación se efectúe con posterioridad a esa fecha. La gerencia de la Compañía, estima que la aplicación de esta nueva Ley no tendrá efectos significativos en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2006.

(h)

Pronunciamientos Contables Recientemente Emitidos En marzo de 2007, la IASB emitió la Norma Internacional de Contabilidad Nº 23 revisada Costos de Financiamiento (NIC 23), la cual estará en vigencia para los ejercicios económicos iniciados en o después del 1° de enero de 2009. Esta norma está siendo evaluada por la gerencia de la Compañía y no se espera que su aplicación genere efectos significativos en los estados financieros consolidados.

(i)

Beneficios a Empleados En enero de 2007 se venció la convención colectiva de trabajo y la Compañía designó un equipo negociador y de apoyo para su discusión, la cual se encuentra en fase de negociación; y se consideran algunas mejoras salariales y otros beneficios sociales para los trabajadores, a ser incluidos en el nuevo contrato colectivo para el período del año 2007 al año 2009.

(j)

Acciones Legales en Contra de PDVSA y sus Filiales El 26 de abril de 2007, PDVSA interpuso ante el Tribunal Supremo de Justicia (TSJ) un recurso de revisión de la sentencia emitida por la Sala Político Administrativa del TSJ, del 16 de febrero de 2006, sobre la Resolución del SENIAT del 17 de noviembre de 1999. A través de este recurso fue solicitada una medida cautelar, para suspender los efectos de esta sentencia, hasta tanto el TSJ no se 86

(Continúa)

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pronuncie sobre este recurso de revisión (véase la nota 23). La gerencia de la Compañía y sus asesores legales, considera que los resultados del mencionado procedimiento legal no tendrán efectos significativos con respecto a la situación financiera de la Compañía o los resultados de sus operaciones. (k)

Certificación de Reservas en el Bloque Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco En mayo de 2007, PDVSA recibió la certificación realizada por la empresa independiente, cuyos resultados determinaron la existencia de 30.660 millones de barriles de Petróleo Original en Sitio (POES), en el Bloque Carabobo 2, Área Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco (véase la nota 13). Con esta certificación, se estiman reservas probadas por el orden de 6.000 millones de barriles, usando un factor de recobro de 20%. Esta certificación se encuentra en proceso de revisión y validación por parte del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.

(l)

Venta de Inversiones en Afiliadas de CITGO Entre enero y febrero de 2007, CITGO vendió su participación de 6,8% y 15,8% en Explorer Pipeline Company y Colonial Pipeline Company, respectivamente. Por esta venta, CITGO recibió aproximadamente $756 millones en efectivo.

(m)

Cuentas por Pagar a Entidades Relacionadas Entre los meses de enero y abril de 2007, la Compañía pagó la totalidad de los pagarés que mantenía con la ONT.

(28) Información Suplementaria sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas (no auditada) Los cuadros siguientes proporcionan información suplementaria sobre las actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Todas las actividades de exploración y producción se realizan en territorio venezolano, principalmente por PDVSA Petróleo, CVP y PDVSA Gas. Cuadro I - Reservas de Petróleo Crudo y Gas Natural Todas las reservas de petróleo crudo y gas natural están situadas en el territorio venezolano y son propiedad de la República Bolivariana de Venezuela. Las reservas de petróleo crudo y gas natural son estimadas por PDVSA y revisadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, aplicando las definiciones de reservas las cuales concuerdan con las establecidas por el American Petroleum Institute (API) de los Estados Unidos de América. Las reservas probadas son las cantidades estimadas de petróleo y gas en yacimientos conocidos que, con razonable certeza, se podrán recuperar en el futuro bajo las condiciones económicas y operativas actuales. Debido a la incertidumbre inherente y al carácter limitado de los datos sobre los yacimientos, las estimaciones de las reservas están sujetas a modificaciones, a través del tiempo, a medida que se dispone de mayor información. Las reservas probadas no incluyen los volúmenes adicionales que podrían resultar de extender las áreas exploradas actuales, o de la aplicación de procesos de recuperación secundaria que no han sido ensayados y calificados como económicamente factibles.

87

(Continúa)

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Las reservas probadas desarrolladas de petróleo y gas comprenden las cantidades que pueden ser recuperadas de los pozos existentes, con equipos y métodos actualmente en uso. Las reservas probadas no desarrolladas son aquellos volúmenes que se esperan recuperar, mediante inversiones en la perforación de nuevos pozos en áreas no desarrolladas o en la culminación de pozos existentes. Las reservas probadas de petróleo crudo han sido agrupadas en crudo convencional (liviano, mediano y pesado) y petróleo extrapesado. Un resumen de las variaciones anuales en las reservas probadas de petróleo crudo y gas natural se presenta a continuación: (a)

Petróleo Crudo Convencional y Extrapesado (en millones de barriles)

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo convencional al 1° de enero Revisiones Extensiones y descubrimientos Producción

41.572 571 117 (919)

41.892 441 163 (924)

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo convencional al 31 de diciembre

41.341

41.572

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de crudos extrapesados al 31 de diciembre

45.983

38.440

Total general de reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas al 31 de diciembre

87.324

80.012

Total reservas probadas desarrolladas, sometidas a producción, incluyendo crudos extrapesados al 31 de diciembre (contenidas en el total anterior)

19.620

16.938

Al 31 de diciembre de 2005, las reservas probadas de petróleo crudo bajo convenios operativos fueron de 5.362 millones de barriles y la producción para el año terminado en esa fecha alcanzó 183 millones de barriles. Por el trimestre terminado el 31 de marzo de 2006, fecha de la migración a empresas mixtas (véase la nota 13-c) la producción fiscalizada de convenios operativos fue de 42 millones de barriles. A partir de 1° de abril y hasta el 31 de diciembre de 2006, la producción fiscalizada de petróleo crudo de las empresas mixtas fue de 88 millones de barriles. Producto de dicha migración, se transfirieron reservas probadas de petróleo crudo a esfuerzo propio de 750 millones de barriles, por lo que al 31 de diciembre de 2006, las reservas certificadas asignadas a empresas mixtas se ubicaron en 4.534 millones de barriles.

88

(Continúa)

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(b)

Petróleo Crudo Extrapesado (en millones de barriles) Venezuela tiene reservas significativas de petróleo crudo extrapesado (menos de 8 grados API), las cuales están siendo desarrolladas conjuntamente con varias empresas extranjeras, a través de asociaciones y mediante la aplicación de nuevas tecnologías de refinación y mejoramiento del petróleo crudo, con miras a que la producción sea económicamente rentable (véanse las notas 13-a, 13-e y 27-c). Durante los años 2006 y 2005, los cambios en las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado asociadas a los proyectos en ejecución con nuevas tecnologías; así como también, el total de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado a estas mismas fechas, que reflejan el volumen total de estas reservas, se resumen a continuación (en millones de barriles): Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Total Total incluyendo incluyendo Proyectos proyectos Proyectos proyectos Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado al 1° de enero Revisiones Desarrollo y nuevos descubrimientos Producción

12.875 (205)

38.440 7.815 1 (273)

13.094 (219)

38.690 19 (269)

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre

12.670

45.983

12.875

38.440

2.128

6.300

1.707

3.826

Reservas probadas desarrolladas de petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado en asociaciones mancomunadas al 31 de diciembre

10.236

10.397

Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado en participación patrimonial al 31 de diciembre (1)

2.434

2.478

12.670

12.875

(1)

Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata.

89

(Continúa)

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PDVSA produjo 29 millones y 25 millones de barriles de petróleo crudo extrapesado, de los cuales 5 millones y 22 millones de barriles fueron utilizados para la producción de Orimulsión® durante los años 2006 y 2005, respectivamente (véase la nota 13-c). De acuerdo al oficio N° 1.036 de junio 2005, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo asignó el Proyecto Magna Reserva a CVP para cuantificar y certificar las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco. El lineamiento estratégico establecido, persigue el propósito de convertir a dicha faja en un eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable del país, mediante la valorización y desarrollo óptimo de sus recursos de hidrocarburos dentro del marco legal vigente y el plan de desarrollo de la nación. Para acometer la cuantificación y certificación de las reservas, se dividió la Faja Petrolífera del Orinoco en 4 grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo y, éstas a su vez en 27 bloques (excluyendo el área de los Convenios de Asociación y BITOR-Orifuels Sinoven, S. A.), de los cuales 13 bloques serán cuantificados en un esfuerzo compartido entre CVP y los profesionales de 14 empresas de países que suscribieron Acuerdos de Entendimiento con el Ejecutivo Nacional. Con base en el soporte técnico e informativo proporcionado por Petróleos Brasileiros (PETROBRAS) y PDVSA, la empresa Ryder Scott Company, en noviembre del año 2006, certificó el Petróleo Original En Sitio (POES) del bloque Carabobo 1 en 45.500 millones de barriles. El Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, considerando las cifras oficiales preexistentes en este bloque, determinó que las cifras finales a oficializar e incorporar son de 7.800 millones de barriles de reservas probadas como revisiones de las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de petróleo crudo extrapesado y 37.000 millones de barriles para el POES (véase la nota 11).

90

(Continúa)

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(c)

Reservas de Gas Natural (en millardos de pies cúbicos)

Años terminados el 31 de diciembre 2006 2005 Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas natural al 1° de enero Revisiones Extensiones y nuevos descubrimientos Producción Reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de gas natural al 31 de diciembre Reservas probadas de gas natural relacionadas con reservas de petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre

138.445 12.349 399 (1.391)

137.830 949 1.358 (1.692)

149.802

138.445

16.447

13.819

Total de reservas probadas de gas natural desarrolladas y no desarrolladas al 31 de diciembre

166.249

152.264

Total reservas probadas de gas natural desarrolladas, sometidas a producción, incluyendo las relacionadas con petróleo crudo extrapesado al 31 de diciembre (contenidas en el total anterior)

110.108

106.726

Las reservas probadas de gas incluyen la porción que es recuperable en los hidrocarburos licuables, la cual se obtiene en las plantas de procesamiento de PDVSA. Durante los años 2006 y 2005, se recuperó gas natural licuado por aproximadamente 65 millones y 61 millones de barriles equivalentes, respectivamente. La producción de gas natural se presenta con base en volúmenes reales antes de la extracción de hidrocarburos licuables. Durante los años 2006 y 2005, el gas natural utilizado en operaciones de reinyección fue de, aproximadamente 1.102 millardos y 1.066 millardos de pies cúbicos, respectivamente. A través del Proyecto Mariscal Sucre se descubrieron grandes acumulaciones de gas natural Costa Afuera, al norte de la Península de Paria, noreste de Venezuela. Este proyecto está dividido en 4 campos: Dragón, Mejillones, Patao y Río Caribe, que abarcan un área total de explotación de 2.084 kilómetros cuadrados. Los estudios más recientes corresponden a la reevaluación en la Cuenca de Carúpano ejecutada con esfuerzo propio de PDVSA y la participación de Mitsubishi y Shell International Exploration and Production, que permiten incorporar volúmenes significativos tanto de reservas probadas, como de reservas probables y posibles. De acuerdo al oficio N° DGEPH-DERH-065 de 23 de octubre de 2006, el Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, aprobó la incorporación de reservas probadas de gas natural en los yacimientos de estos 4 campos por 10.963 millardos de pies cúbicos.

91

(Continúa)

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Cuadro II - Costos Incurridos en Actividades de Exploración y Desarrollo Los costos de exploración incluyen costos incurridos en relación con actividades geológicas, geofísicas, de perforación y equipamiento de pozos exploratorios. Los costos de desarrollo incluyen los relacionados con la perforación y equipamiento de pozos de desarrollo, proyectos de recuperación mejorada e instalaciones para la extracción, tratamiento y almacenamiento de petróleo crudo y gas natural. Los costos anuales, que se resumen a continuación, incluyen los registrados en gastos y en cuentas de activo relacionados con reservas de petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones de dólares): Crudo convencional Costos de exploración Costos de desarrollo Participación patrimonial (1)

100 5.199 5.299

2006 Crudo extrapesado 211 (2) 211

Total

Crudo convencional

100 5.410 5.510

118 2.016 2.134

2005 Crudo extrapesado 168 (2) 168

Total 118 2.184 2.302

-

64

64

-

55

55

5.299

275

5.574

2.134

223

2.357

(1)

Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata.

(2)

Representa la cuota parte de la participación de PDVSA en asociaciones de operaciones mancomunadas.

92

(Continúa)

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Cuadro III - Costos Registrados como Activos en Actividades de Producción de Petróleo y Gas A continuación se presenta un resumen de los costos registrados como activos en actividades de exploración y producción de petróleo y gas, y la correspondiente depreciación y amortización acumulada al 31 de diciembre en relación con las reservas del petróleo crudo convencional y extrapesado de PDVSA (en millones de dólares): Crudo convencional

2006 Crudo extrapesado

37.107 17.263

1.445 2.570

54.370 Depreciación y amortización acumulada

(34.094)

Construcciones en progreso

8.205

Costos netos capitalizados como activos

Activos dedicados a la producción (1) Equipos e instalaciones

Participación patrimonial (2) Total

Crudo convencional

2005 Crudo extrapesado

38.552 19.833

30.642 17.954

3.912 80

34.554 18.034

4.015

58.385

48.596

3.992

52.588

(1.122)

(35.216)

(32.721)

(866)

(33.587)

181

8.386

4.807

173

4.980

28.481

3.074

31.555

20.682

3.299

23.981

-

1.378

1.378

-

1.393

1.393

28.481

4.452

32.933

20.682

4.692

25.374

Total

(1)

Incluye terrenos por $137 millones al 31 de diciembre de 2006 y 2005, respectivamente.

(2)

Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata.

93

Total

(Continúa)

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Cuadro IV - Resultados de Operaciones Correspondientes a Actividades de Producción de Petróleo y Gas para cada año (en millones de dólares):

Crudo convencional Ingresos netos por producción Ventas Transferencias Costo de producción Regalías Depreciación y amortización Costo de exploración Resultados antes de impuesto sobre la renta Impuesto sobre la renta Resultados de operaciones de producción Participación patrimonial

(1)

(1)

Años terminados el 31 de diciembre de 2006 2005 Crudo Crudo Crudo extrapesado Total convencional extrapesado

Total

45.417 12.446 (6.033) (16.470) (2.174) (100)

2.886 (430) (684) (256) -

48.303 12.446 (6.463) (17.154) (2.430) (100)

42.973 6.624 (6.930) (12.792) (1.634) (118)

2.678 (369) (408) (250) -

45.651 6.624 (7.299) (13.200) (1.884) (118)

33.086

1.516

34.602

28.123

1.651

29.774

(16.327)

(586)

(16.913)

(13.710)

(467)

(14.177)

16.759

930

17.689

14.413

1.184

15.597

-

340

340

-

298

298

16.759

1.270

18.029

14.413

1.482

15.895

Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata.

Los ingresos por producción de petróleo se calculan a los precios del mercado internacional, como si toda la producción estuviese vendida. La diferencia entre el total de los resultados antes de impuesto sobre la renta indicados anteriormente y el monto de la ganancia operativa, presentada en el segmento de actividades de exploración y producción (véase la nota 22) para los años 2006 y 2005 se debe, principalmente, a: 1) el uso de la producción a valor de mercado versus las ventas a terceros y entre segmento; por aproximadamente $4.054 millones y $6.849 millones, respectivamente; 2) la inclusión en el segmento de negocios, de ingresos y gastos generales y otros egresos, neto por aproximadamente $3.795 millones y $1.477 millones, respectivamente. Los costos de producción representan los gastos de extracción incurridos en la operación y mantenimiento de pozos productivos, instalaciones y equipos relacionados, incluyendo costos de mano de obra operativa, materiales y suministros, combustible consumido en las operaciones y los costos de operación de las plantas de líquidos del gas natural. Los costos de producción también incluyen los gastos administrativos y honorarios de operación de ciertos campos operados por compañías especializadas bajo convenios operativos.

94

(Continúa)

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Los costos de producción incluyen $1.657 millones y $3.869 millones incurridos a contratistas independientes, mediante contratos de servicios durante los años 2006 y 2005, los cuales se relacionan con la producción de 42 millones y 176 millones de barriles de petróleo crudo, respectivamente. Los costos de producción de petróleo crudo extrapesado incluyen los gastos incurridos en la operación y mantenimiento de los pozos productivos; así como también, gastos de transporte y su manejo. Los costos de exploración incluyen los incurridos en la realización de actividades geológicas y geofísicas, así como los de perforación de pozos exploratorios que han resultado improductivos. La depreciación y amortización corresponden a los activos que se emplearon en las actividades de exploración y producción. El gasto del impuesto sobre la renta es calculado utilizando la tasa nominal de impuesto para el año. Para estos efectos, los resultados de operaciones de producción no incluyen gastos de financiamiento, gastos corporativos generales, ni sus efectos fiscales asociados. Un resumen de los precios promedio por unidad y costos de producción se presenta a continuación (expresado en dólares): Años terminados el 31 de diciembre 2006 2005 Precios promedio de exportación: Petróleo crudo, por barril Líquidos del gas natural, por barril Gas natural, por barril Costos promedios de producción, por barril de petróleo equivalente Costos promedios de producción, por barril de petróleo equivalente, excluyendo convenios operativos y empresas mixtas

55,21 17,96 6,53

45,32 15,64 4,86

4,34

3,93

4,01

3,13

Cuadro V - Medida Uniforme de los Ingresos Netos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con las Reservas Probadas de Petróleo y Gas Debido a la incertidumbre asociada con el tiempo en que se desarrollen las reservas de crudos extrapesados del país, solamente han sido consideradas, para el cálculo de los ingresos netos futuros de efectivo descontados, las reservas probadas de crudos convencionales y la participación de PDVSA en los proyectos de crudos extrapesados.

95

(Continúa)

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Los ingresos futuros estimados de efectivo provenientes de la producción son calculados usando precios y cantidades estimadas de reservas probadas de petróleo y gas al final del año. Los ingresos futuros de los crudos extrapesados se determinan usando los precios y cantidades de los crudos mejorados que serán producidos en las plantas. Los precios de los crudos mejorados al final del año se aproximan a los precios de los crudos convencionales de características similares. Los costos futuros de desarrollo y producción son aquellos que se estiman necesarios para incorporar y extraer las reservas probadas estimadas a final del año, asumiendo que las mismas condiciones económicas se mantienen. Los gastos futuros de impuesto sobre la renta son calculados usando las correspondientes tasas fiscales nominales a final del año. Estas tasas incluyen las deducciones y créditos fiscales permitidos, y son aplicadas a los ingresos netos futuros estimados de efectivo antes de impuestos. Este cálculo requiere de estimados anuales de cuándo serán incurridos los desembolsos futuros y cuándo serán extraídas las reservas. La información que se suministra a continuación, no representa estimaciones certificadas de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni el valor preciso de las reservas probadas de petróleo y gas. Las reservas probadas son imprecisas y están sujetas a cambios en el tiempo y en la medida que se disponga de nueva información. Adicionalmente, las reservas probables y posibles, que podrían convertirse en probadas en el futuro, son excluidas del cálculo. El método de valoración requiere de supuestos, en cuanto a la oportunidad de la extracción futura de las reservas probadas; así como de la oportunidad y cuantía de los costos futuros de desarrollo y producción. Los cálculos están hechos al 31 de diciembre de cada año y no deben ser considerados como indicativos de los ingresos futuros de efectivo de PDVSA, ni del valor de sus reservas de petróleo y gas (en millones de dólares): 2006 Crudo extra pesado

Crudo convencional Flujos futuros de efectivo Costos futuros de producción Regalía futura Costos futuros de desarrollo Gastos futuros de impuesto sobre la renta Costo de retiro de activo Flujos futuros netos Efecto de descontar los flujos netos de efectivo a 10% Flujos futuros descontados de efectivo Participación patrimonial Total

(1)

(1)

Total

Crudo convencional

2005 Crudo extra pesado

Total

2.651.533 (125.758) (747.972) (77.340) (800.842) (3.269)

457.368 (35.506) (76.243) (40.929) (98.526) -

3.108.901 (161.264) (824.215) (118.269) (899.368) (3.269)

2.136.699 (127.537) (578.862) (89.320) (630.799) (3.269)

371.994 (47.055) (62.011) (30.092) (71.111) -

2.508.693 (174.592) (640.873) (119.412) (701.910) (3.269)

896.352

206.164

1.102.516

706.912

161.725

868.637

(680.295)

(168.439)

(848.734)

(531.257)

(141.580)

(672.837)

216.057

37.725

253.782

175.655

20.145

195.800

-

12.323

12.323

-

5.249

5.249

216.057

50.048

266.105

175.655

25.394

201.049

Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata.

96

(Continúa)

PETRÓLEOS DE VENEZUELA, S.A. Y SUS FILIALES (PDVSA) (Propiedad de la República Bolivariana de Venezuela) Notas a los Estados Financieros Consolidados 31 de diciembre de 2006 y 2005

Cuadro VI - Análisis de los Cambios en los Ingresos Futuros Descontados de Efectivo Relacionados con las Reservas Probadas de Petróleo y Gas A continuación se muestra un análisis de los cambios para cada año (en millones de dólares):

Crudo convencional Valor presente al 1º de enero: Ventas, netas de costos de producción e impuestos Valor de las reservas adicionales durante el año, debido a extensiones y descubrimientos

Cambios en el valor de las reservas del año anterior debido a: Costos de desarrollo incurridos durante el año Cambios en los costos futuros de desarrollo Cambios netos en los en los precios y costos de producción Revisiones de las estimaciones previas de las reservas Cambios netos en los gastos de impuesto sobre la renta Cambios netos en regalías y otros Cambio total durante el año (1) Participación patrimonial

(1)

2006 Crudo extra pesado

(32.799)

(1.772)

747

-

Total

(34.571) 747

Crudo convencional

2005 Crudo extra pesado

(26.947)

(1.562)

853

-

Total

(28.509) 853

(32.052)

(1.772)

(33.824)

(26.094)

(1.562)

(27.656)

3.131 (2.133) 193.990 17.168 (40.987) (98.715) 40.402 -

211 (2.573) 14.422 804 6.488 17.580 7.074

3.342 (4.706) 208.412 17.168 (40.183) (92.227) 57.982 7.074

2.016 1.944 117.143 3.261 (53.759) 37.777 82.288 -

168 90 146 (11) 254 (915) 444

2.184 2.034 117.289 3.261 (53.770) 38.031 81.373 444

40.402

24.654

65.056

82.288

(471)

81.817

Representa la participación patrimonial de PDVSA en Petrozuata.

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